Etude relative à l’arrêt des investissements sur le marché du gaz L et la conversion au gaz H | CREG : Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz

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Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz Rue de l’Industrie 26-38

1040 Bruxelles Tél. : 02 289 76 11 Fax : 02 289 76 99

COMMISSION DE REGULATION DE L'ELECTRICITE ET DU GAZ

ETUDE

(F)070913-CREG-691

relative à

« l’arrêt des investissements sur le marché du gaz L et la conversion au gaz H »

réalisée en application de l’article 15/14, § 2, deuxième alinéa, 2°, de la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations

13 septembre 2007

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ETUDE

La COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ (CREG) a entrepris la présente étude en collaboration avec la SA Fluxys afin de se faire une idée des solutions à apporter dans un proche avenir aux besoins supplémentaires de capacité d’entrée pour le marché du gaz L belge qui constitueraient en une conversion économique du gaz L au gaz H pour les clients finals, de telle sorte que les initiatives qui s’imposent puissent être prises à temps en vue de maintenir la sécurité d’approvisionnement au sein de ce marché du gaz L.

La présente étude trouve son origine dans la proposition (F)040923-CREG-360 de « plan indicatif d’approvisionnement en gaz naturel » formulée par la CREG le 23 septembre 2004¹. La CREG y recommande que le réseau de gaz L fasse l’objet d’investissements minimaux à court terme et que l’abandon complet du gaz L soit envisagé à plus long terme. La CREG annonce une étude globale au sein du marché du gaz L qui sera réalisée en plusieurs phases. La première, intégrée à la présente étude, étudie le potentiel, les modalités et les coûts d’une conversion des clients gaz L au gaz H. A court et moyen terme, la demande croissante sur le marché du gaz L devra être comblée par ces conversions. A cet égard, les investissements d’extension du réseau de gaz L seront évités et remplacés par les capacités au sein du réseau de gaz H, éventuellement acquis par le biais d’investissements complémentaires. Un plan en étapes réalisable est le fruit de cette étude. Avant de procéder à la mise en œuvre de ce plan en étapes, l'ensemble des investissements examinés dans le cadre de la présente étude devra toutefois faire l'objet d'une concertation avec les gestionnaires de réseau de transport et de distribution, les entreprises de fourniture et les clients finals. Cette concertation doit permettre, avant tout, d'évaluer avec précision les coûts concernés et la faisabilité de la décision. Par la suite, les investissements à réaliser seront sélectionnés sur cette base.

Une analyse de la situation actuelle du secteur gazier belge relève indéniablement des compétences de la CREG et ce, plus particulièrement en vertu de l’article 15/14, § 2, deuxième alinéa, 2°, de la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations (ci-après : la loi gaz), qui stipule que la CREG est habilitée à réaliser, de sa propre initiative, des enquêtes et des études relatives au marché du gaz.

1 Le plan indicatif d’approvisionnement en gaz naturel 2004-2014 a été approuvé le 19 décembre 2006 par le Ministre de l’Energie. Cf. notamment « Synthèse des lignes politiques indicatives »,

§ 14.4, p. 9/173.

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Dans sa lettre du 6 septembre 2005, la CREG a transmis à la SA Fluxys le matériel de référence nécessaire afin que cette dernière puisse entamer les analyses nécessaires en vue d'étayer l’étude concernée. Le présent résultat repose sur une analyse de la SA Fluxys qui a été communiquée à la CREG. Pour ce faire, elle a été régulièrement en contact avec les gestionnaires du réseau de distribution existants afin de prendre en compte l’incidence au niveau de la distribution. Parallèlement, au second semestre 2005 et au premier semestre 2006, la CREG a été en contact, par le biais des régulateurs régionaux, avec les gestionnaires du réseau de distribution actifs sur le marché du gaz L, afin de replacer l’analyse réalisée par la SA Fluxys dans son contexte, d’une part, et en vue d’envisager l’impact possible d’une éventuelle politique de conversion au gaz H au niveau de la distribution, d’autre part. Ces contacts seront poursuivis avec les instances directement concernées sur la base des résultats de la présente étude.

L’étude est divisée en trois chapitres. La définition du cadre dans lequel l’analyse a lieu pour la présente étude sert d’introduction. L'analyse chiffrée, basée sur les données fournies à la CREG par la SA Fluxys, est ensuite présentée, sans toutefois que ces données aient fait l'objet d'une évaluation par la CREG. Dans le dernier chapitre, la CREG présente le résultat sous la forme du plan en étapes, qui constituait l'objectif poursuivi par la présente étude.

Envoyé au Conseil Général le 14 mai 2007, l’avis de ce Conseil est considéré comme favorable en ce qui concerne les positions adoptées le cas échéant par le comité de direction, conformément à l’article 24, § 3, deuxième alinéa, 2° de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité

La présente étude a été approuvée par le Comité de direction de la CREG lors de sa réunion du 13 septembre 2007.

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TABLE DES MATIERES

ETUDE ...2

TABLE DES MATIERES ...4

1. INTRODUCTION ...5

1.1 OBJET...5

1.2 MÉTHODOLOGIE ...7

1.3 ANALYSE ULTÉRIEURE ...10

2. L’ETUDE ...11

2.1 INTRODUCTION ...11

2.2 POSSIBILITÉS DE CONVERSION DU CÔTÉ DE L’OFFRE ...15

2.2.1 ZONE 1 : PORT D’ANTWERPEN ...15

2.2.2 ZONE 2 : LOMMEL – BALEN – HOUTHALEN ...17

2.2.3 ZONE 3 : TESSENDERLO – GEEL ...18

2.2.4 ZONE 4 : HANNUT – SINT-TRUIDEN – TIENEN ...21

2.2.5 ZONE 5 : GEMBLOUX – MONT-SAINT-GUIBERT ...22

2.2.6 ZONE 6 : TUBIZE – SOIGNIES ...23

2.2.7 ZONE 7 : WILSELE – WARNANT-DREYE – TESSENDERLO...24

2.2.8 ZONE 8 : HOBOKEN - BOOM – TISSELT ...25

2.3 RÉSUMÉ DES POSSIBILITÉS DE CONVERSION ...26

2.3.1 DÉBITS DE CONVERSION ...26

2.3.2 CLASSEMENT SUR BASE DE L'EFFICACITÉ AU NIVEAU DES COÛTS..27

2.4 PLAN EN ÉTAPES POUR LA CONVERSION L/H ...29

2.4.1 PLAN INDICATIF EN ÉTAPES ...29

2.4.2 RÉALISATION DES INVESTISSEMENTS NÉCESSAIRES SUR LE RÉSEAU DE TRANSPORT DE GAZ H ...32

3. LE RÉSULTAT...35

3.1 LE PLAN EN ÉTAPES ...35

3.2 LA RÉALISATION ...36

3.2.1 POLITIQUE DE CONGESTION ...36

3.2.2 PROCÉDURE DE CONVERSION...37

3.2.3 RÉSUMÉ: LA BASE DE LA POURSUITE DE LA CONCERTATION ...38

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1. INTRODUCTION

1.1 Objet

1. La proposition (F)040923-CREG-360 du 23 septembre 2004 relative au plan indicatif d’approvisionnement en gaz naturel (ci-après dénommée le « plan indicatif ») annonce une étude globale portant sur la politique de conversion du raccordement L/H qui sera mise en œuvre en plusieurs phases.

2. Le résultat d’une précédente étude² de la CREG relative à la concurrence sur le marché du gaz L est en partie à la base de cette décision. Il ressort clairement de cette étude que pratiquement toutes les couches du marché du gaz L sont caractérisées par une concentration particulièrement importante, une concurrence effective limitée, des seuils d’accès élevés et, en ce qui concerne le « Gasgebouw » aux Pays-Bas, des problèmes structurels qui entravent la concurrence sur le marché du gaz L.

La CREG constate que les prix du gaz L pour le consommateur final sont pratiquement identiques à ceux du gaz H. Pourtant, les coûts de production et de transport du gaz L jusqu'à la frontière belge sont inférieurs à ceux du gaz H, notamment en raison du fait que l'exploitation se fait beaucoup moins loin. En raison d’un manque de concurrence, le consommateur belge ne bénéficie toutefois pas de ces avantages. Dans l’intervalle, le marché belge du gaz naturel doit supporter les inconvénients de l’existence de trois qualités différentes de gaz naturel qui requièrent trois réseaux de transport distincts.

La réserve de gaz L du champ de Slochteren, d’une qualité unique, est faible par rapport aux réserves totales de gaz H dans le monde (1.200 milliards de m³ contre 180.460 milliards de m³³). Aux Pays-Bas, la production annuelle de gaz de Slochteren est comprise entre 35 à 40 milliards m³. Ces dernières années, les prévisions tablent sur le fait que le champ de Groningen pourrait bien être épuisé plus rapidement que ce que l'on souhaiterait (2020 au lieu de 2030)⁴. Cette situation s’explique en grande partie par le fait que l’offre d’autres champs moins importants diminue considérablement. Une politique adaptée doit veiller à ce que le champ de Groningen conserve le plus longtemps possible sa fonction d'équilibre

2 Etude (F)040617-CREG-313 relative à « la concurrence sur le marché du gaz L », 17 juin 2004.

3 Source Cedigaz 2006.

4 Lettre du Ministre des Affaires économiques au président de la Deuxième Chambre des Etats- généraux, La Haye, 12 octobre 2004.

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(c’est-à-dire combler la différence entre l’offre et la demande qui apparaît d’une année à l’autre et entre l’hiver et l’été). La capacité du champ de Groningen a cependant tellement diminué que des stockages souterrains s’avèrent également nécessaires pour répondre à la demande de pointe en hiver (Norg, Grijpskerk et Alkmaar). Chaque année, la conversion de gaz à pouvoir calorifique supérieur permet de produire quelque 15 milliards m³ de gaz L supplémentaires⁵.

Le gaz L est un gaz naturel avec un bas pouvoir calorifique qui affecte le rendement de certains processus industriels. Pour un même volume d’énergie, il faut transporter 20 % de gaz en plus, avec les coûts y afférents. Dans ce contexte, il convient d’envisager une disparition totale du gaz L du réseau de transport belge à long terme. Cette problématique ne fait toutefois pas encore l'objet d'un examen dans la présente étude mais ceci est prévu à un stade ultérieur.

3. Le choix de compenser des investissements d’extension du réseau de gaz L par le raccordement au gaz H de clients finals nouveaux et existants et partant, de privilégier en priorité les investissements sur le réseau de gaz H par rapport à ceux sur le réseau de gaz L, permet aux clients finals de profiter plus rapidement des avantages possibles de la libéralisation, qui sont clairement davantage présents sur le marché du gaz H. Cette solution permet de répondre aux souhaits de gros clients finals qui sont (fortement) demandeurs d’une conversion au gaz H et qui sont éventuellement prêts à payer pour ce service.

4. Dans une première phase, pour répondre aux évolutions précitées, la présente étude examine les modalités d’une conversion au gaz H des clients gaz L . Autrement dit, il s’agit seulement d’une première composante technique, à savoir le chiffrage d’un modèle de conversion économique. D’une part, les investissements d’extension dans le réseau de gaz L sont évités, tandis que, d'autre part, une capacité supplémentaire doit être créée dans le réseau de gaz H. Il s'agit donc de rechercher le processus de conversion présentant les frais les plus réduits en investissements et en flexibilité sur le réseau de gaz H.

5 Le gaz à pouvoir calorifique élevé provenant des champs moins importants des Pays-Bas est utilisé en priorité par mélange avec le gaz à faible pouvoir calorifique de Groningen ou Slochteren en vue de produire le gaz synthétique pour l’exportation (la valeur énergétique du gaz L néerlandais en Belgique est comprise entre le gaz naturel à faible pouvoir calorifique provenant du champ de Groningen et le gaz H à pouvoir calorifique élevé). S’il n’y a plus de gaz H disponible aux Pays-Bas, il devra être importé. D’un point de vue économique et commercial, il semble par conséquent plus logique d’importer directement ce gaz H en Belgique et ce sans passer par les Pays-Bas.

La méthode alternative, également utilisée aux Pays-Bas pour produire le gaz naturel synthétique nécessaire, qui implique l’ajout d’azote au gaz H, est une solution coûteuse qui ne constitue de surcroît pas une alternative valable au problème d’approvisionnement en gaz H.

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Pour pouvoir évaluer l'efficacité des coûts du processus de conversion de la présente analyse, il est tenu compte uniquement des réalisations qui n’existeraient pas sans le processus de conversion. Autrement dit, les coûts opérationnels pour la gestion d’un réseau ne sont, par exemple, pas pris en considération parce qu’ils existeraient aussi au sein du réseau de gaz L sans le processus de conversion.

5. A court et moyen terme, la demande croissante sur le marché du gaz L devra être compensée par ces conversions. Il est un fait que le problème est simplement déplacé du marché du gaz L vers le marché du gaz H. Il convient de tenir compte de la congestion sur le réseau de gaz H et la politique de congestion menée en la matière. Le processus de conversion sera par conséquent tributaire de la situation sur le réseau de gaz H. L’analyse à réaliser dans le cadre de cette étude n’a toutefois pas pour objectif de tenir compte, a priori, de l’effet de la congestion sur le réseau de gaz H. Une fois le processus de conversion le plus optimal connu, sa faisabilité sera envisagée.

Un plan en étapes réalisable est le fruit de cette étude.

6. Depuis 2005 déjà; Fluxys tient compte, dans la définition des hypothèses pour son plan d'investissement, de la conversion à partir de 2008 de l’« industrie à Antwerpen » avec ensuite la conversion de l’« industrie le long du canal Albert ». Le matériel de référence permettant d’aboutir à cette conclusion est repris dans la présente étude.

1.2 Méthodologie

7. Sur la base d’une première analyse, le plan indicatif propose un scénario de marché selon lequel la conversion au gaz H de clients gaz L suit un classement économique croissant à mesure que le réseau de transport de gaz L se retrouve saturé. Compte tenu de cela, à partir de l’hiver 2008-2009, ce processus de conversion devrait permettre de répondre au besoin de capacité supplémentaire pour la zone de gaz L par le biais de la conversion au gaz H.

8. Le plan indicatif précise qu’une conversion est réalisable dans des conditions raisonnables. A cet égard, trois groupes de clients finals sont au centre des discussions : 1° la majorité des grands consommateurs industriels, dont une partie a d’ores et déjà fait

part de sa volonté de passer au gaz H, peuvent le faire grâce à l’aménagement d’une connexion avec la conduite de transport de gaz H la plus proche. Ainsi, le groupe des dix plus grands clients de gaz L représente 58 % de la consommation industrielle de gaz L. La demande de débit totale de ce groupe est estimée à 141 k.m³(n)/h et le coût

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total de la conversion (les coûts de l’aménagement d’une connexion vers la conduite de gaz H la plus proche) à env. 33 millions d’euros⁶.

2° la seule centrale électrique exclusivement alimentée en gaz L est celle de Mol. Il existe encore deux autres grandes installations de cogénération au gaz L. L’ensemble de ce potentiel peut être converti au gaz H.

3° la plupart des régions de distribution au sein de la zone de gaz L sont interconnectées de telle sorte qu’un réseau de distribution assure l’approvisionnement de l’autre.

Certaines communes, comme Houthalen-Helchteren ou Laakdal par exemple, possèdent toutefois une structure de réseau de distribution isolée. Ceci signifie que ce réseau de distribution est uniquement alimenté par le réseau de transport, sans connexion avec un autre réseau de distribution. Il s’agit d’une donnée importante. Cela signifie qu’une conversion au gaz H à Houthalen-Helchteren ou à Laakdal n’a pas de conséquences pour d’autres régions de distribution alimentées au gaz L. Cependant, même si c’était le cas, ces communes sont et restent des régions de consommation peu importantes.

En outre, la conversion d’une zone de distribution s’accompagne d’une inspection individuelle sur place, dont les coûts sont estimés entre 50 et 75 euros par point de prélèvement résidentiel (source Interenerga offrant les chiffres les plus récents bien que relatifs à une zone de conversion limitée géographiquement). Etant donné que ce montant ne tient toutefois pas compte de la conversion de l’industrie au réseau de distribution, des frais administratifs et des éventuelles interventions structurelles ou techniques sur le réseau de distribution allant de pair avec une conversion, une autre méthode indicative est suivie pour l’analyse de la présente étude et une estimation provisoire conservative du coût de distribution de 100 euros par m³(n)/h est utilisée.

Cette estimation et d’autres n’ont pas été validées par la CREG et ne servent dans cette étude qu’à établir un premier classement des projets. Les coûts réels seront toutefois adaptés, à un stade ultérieur, au cas par cas en fonction de la situation réelle, sous le contrôle de la CREG.

En raison du potentiel élevé au sein de la catégorie des grands consommateurs industriels (directement raccordés au réseau de transport), il s’avère que la conversion des consommateurs de gaz L qui appartiennent à cette catégorie peut à coup sûr combler le besoin de capacité identifié pour la zone de gaz L jusqu’en 2014.

6 Que l'on se base, pour ce faire, sur des données issues de 2004 ou de 2005, les estimations correspondent en ordre de grandeur.

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9. Dans un souci de réduction maximale des coûts à long terme, la solution retenue est celle de la conversion de zones du réseau de gaz L. La conversion de certains clients individuels nécessite dans de nombreux cas une conduite « dedicated » spéciale, qui perdra toute utilité dans une éventuelle phase ultérieure de la conversion de gaz L/H. Une zone offre davantage de possibilités de réutiliser le réseau de gaz L existant pour le transport de gaz H.

10. Toutefois, la sélection des zones s’effectue en fonction de la présence de grands consommateurs industriels de gaz L. La conversion de cette catégorie de clients produit proportionnellement l’effet le plus marqué. La suite de la politique est déterminée sur la base des investissements minimaux nécessaires en vue de convertir les consommateurs d’une zone au gaz H (capacité, flexibilité et proximité du réseau de gaz H).

Pour chacune des zones de conversion, il est vérifié quels investissements locaux sur le réseau de transport sont accessoirement nécessaires. Si ces investissements sont également justifiés à d’autres fins, il en est tenu compte et l’on détermine quelle partie du montant total de l’investissement peut être allouée à la conversion.

Par ailleurs, pour chaque zone, une évaluation est réalisée, permettant de déterminer la capacité requise à l'un des points d’entrée du réseau de gaz H, , c’est-à-dire nécessaire pour renforcer le système de gaz H. En réalité, cela revient à calculer le coût de l’utilisation de la canalisation vTn-bis⁷, qui est calculé sur la base du coût proposé par la SA Fluxys de l’extension de capacité sur vTn-bis. La détermination du degré de précision de ce coût ne fait pas partie de l'étude, comme l'a déjà précisé le paragraphe 8, 3°, de la présente étude.

11. L’élaboration des scénarios de conversion tient compte de la sécurité d’approvisionnement et de l’éventuelle perte du maillage du réseau en cas de distribution publique. A cet égard, il convient toutefois de remarquer que les entreprises de distribution n’appliquent pas une politique uniforme en la matière. Les calculs réalisés dans le cadre de cette étude sont basés sur l'hypothèse que le niveau de sécurité d’approvisionnement existant ait été au minimum conservé.

12. Les simulations de réseau réalisées par la SA FLUXYS, qui doivent systématiquement avoir lieu pour chaque zone séparément, tiennent compte de la situation actuelle du réseau de transport et examinent clairement la localisation des points de prélèvement au sein du réseau de transport. L’influence de cette conversion sur le linepack

7 Renforcement en « reverse flow » de la canalisation vTn qui relie directement Zeebrugge avec Zelzate, d’une part, et Eynatten, d’autre part.

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et la flexibilité, que ce soit sur le réseau de transport de gaz L ou de gaz H, fait, en l'espèce, l'objet d'une description.

13. Comme indiqué au paragraphe 4 de la présente étude, cet exercice permet de combler le manque de capacité d’entrée de la manière la plus économique, comme le fait le plan indicatif à l'horizon 2014 via un processus de conversion successif d’une ou de plusieurs zones.

Compte tenu du fait que le plan indicatif date du 23 septembre 2004, il est recommandé d’effectuer un contrôle sur la base de l’expérience accumulée ces deux dernières années, qui ont entraîné d'éventuels déplacements temporaires de données liées à l’offre et la demande. En conséquence, aucune restriction en terme de capacité de transport maximale à convertir n’est imposée initialement lors de la détermination des zones de conversion éligibles. La logique et la composition du réseau de gaz naturel interconnecté priment.

1.3 Analyse ultérieure

14. La problématique de l'abandon complet du gaz L en Belgique, énoncée au paragraphe 2 de la présente étude, n'est donc pas analysée dans celle-ci. Si le résultat de la conversion issu de la présente étude, qui est nécessaire si l'on veut poursuivre l'approvisionnement en gaz L du marché du gaz L, a bel et bien une portée limitée, il peut inciter à entamer une discussion relative à la poursuite de l'évolution de ce marché du gaz L.

15. La CREG souhaite toutefois que cette analyse ultérieure se déroule de manière ouverte et transparente. Le résultat des discussions actuelles entre les gestionnaires du réseau de transport et de distribution, portant à la fois sur les implications juridiques, économiques et techniques de ce type de processus de conversion globale, représente indubitablement un élément de base. L’issue devra toutefois être confrontée à d'éventuelles autres solutions alternatives, dépendant également de l'évolution à long terme aux Pays-Bas et en France.

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2. L’ETUDE

2.1 Introduction

16. Le tableau ci-dessous extrait du plan indicatif précité de 2004 illustre le bilan de l’approvisionnement pour le marché du gaz L en cas de pointe. Il en ressort qu’il existe une capacité d’entrée suffisante pour faire face au débit de pointe de gaz L jusqu’en 2007. Le tableau laisse apparaître un déficit de 43 k.m³(n)/h en 2008, qui atteindra 225 k.m³(n)/h en 2014.

Tableau 1 : offre et demande le jour de pointe (avec des valeurs horaires moyennes)

en k.m³(n)/h 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 DEMANDE

demande

finale 1.830 1.859 1.890 1.920 1.952 1.983 2.015 2.044 2.074 2.104 2.134 OFFRE

Poppel +

Zandvliet 1.133 1.162 1193 1.223 1.462 1.462 1.462 1.462 1.462 1.462 1.462 transfo

Loenhout 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 337 transfo Lillo 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 contrat

d’assistance 250 250 250 250 0 0 0 0 0 0 0 Déficit 0 0 0 0 43 74 106 135 165 195 225 Total 1.830 1.859 1.890 1.920 1.952 1.983 2.044 2.074 2.077 2.104 2.134

17. Ces deux dernières années, la CREG a reçu de nouvelles indications du marché selon lesquelles les déficits consignés devaient être revus à la hausse. Selon ces sources, à partir de 2008, le déficit devrait être revu à la hausse sur toute la ligne d’environ 70 k.m³(n)/h par rapport à ce qui avait été estimé antérieurement. Ceci entraînerait un déficit de 297 k.m³(n)/h, au lieu de 225 k.m³(n)/h en 2014. La CREG n’ayant pas obtenu d’arguments fondamentaux supplémentaires justifiant une adaptation à long terme, elle maintient, dans la présente étude, ses prévisions avancées dans le plan indicatif. Même si le processus de conversion doit être accéléré (ou freiné) à la suite de la révision à la hausse (ou à la baisse) des déficits estimés, l’analyse proprement dite est maintenue dans la présente étude.

18. Les calculs tiennent compte d’une réservation de capacité de transport de gaz L pour le transit vers le marché français de 1.300 k.m³(n)/h. L’évolution future du marché français aura toutefois un impact important sur la gestion du reste du réseau de gaz L. Pour la détermination du modèle de conversion économique et de la relative courte période jusqu’en 2014 où il sera d’application, il y a peu de chances que cette donnée altère

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profondément le résultat de cette étude. D’éventuelles réformes ultérieures, de nature plus importante, sont bien plus improbables si l’évolution du marché français du gaz L et de la capacité de transit connexe est difficilement prévisible. Cet aspect sera toutefois abordé dans les phases ultérieures notamment celle relative à l'étude de la disparition complète du gaz L.

19. La conversion doit être appliquée pour combler le déficit identifié de capacité de pointe. Comme indiqué au paragraphe 9 de la présente étude, la solution retenue est celle d’une conversion par zone. Pour délimiter ces zones, la situation géographique des dix principaux consommateurs industriels de gaz L en Belgique est tout d’abord déterminée sur la base de données sur l’année 2005. Les noyaux identifiés, tels que visualisés géographiquement à la figure 1, jettent les bases des quatre régions suivantes :

A. la région portuaire d’Antwerpen, où quatre grands points de prélèvement industriels sont raccordés exclusivement au gaz L, mais où le réseau de transport de gaz H est en principe bien développé ;

B. Lommel – Tessenderlo – Geel, où le centre de la consommation industrielle se situe autour du canal Albert ;

C. Sint-Truiden – Tienen, avec trois consommateurs industriels à Sint-Truiden ; D. Tubize – Soignies, qui compte un seul grand consommateur industriel.

Figure 1 : les quatre régions qui regroupent les dix principaux consommateurs industriels

A A B B

C C

D D

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20. En fonction de la répartition physique du réseau de transport de la SA Fluxys dans et autour de ces régions, ainsi que de la présence d’autres points de prélèvement tels que ceux servant à l’approvisionnement de la distribution, il a été décidé d’optimiser davantage la répartition de ces quatre régions et de les scinder en zones plus petites afin de pouvoir réaliser des simulations plus pointues. L’effet de cet exercice peut être résumé comme suit :

1° la région B autour de Lommel – Tessenderlo – Geel, dont le principal objectif est de convertir l’industrie le long du canal Albert, peut être scindée en une région située à proximité directe de Lommel (zone 2) et la région autour de Tessenderlo – Geel, qui représente le canal Albert à proprement parler (zone 3). Plusieurs raisons expliquent cette situation. L’apport de gaz H pour cette région doit provenir en premier lieu de l’est par la conduite existante Obbicht – Lommel. Le gaz L étant approvisionné depuis les dorsales situées à l’ouest de cette région, la conversion au gaz H entraîne également un autre modèle d’approvisionnement par l’est. Dès lors, le réseau de transport actuel autour de Lommel, situé aux extrémités du réseau de gaz L, est trop faible pour approvisionner en gaz H la région de forte consommation autour du canal Albert. A cette fin, une conduite supplémentaire d’un diamètre supérieur entre Lommel et Tessenderlo est nécessaire pour remplacer le système de canalisations local actuel en gaz L (DN 100 et DN 150).

Cette nécessité n’empêche pas la SA Fluxys de procéder à des conversions au cas par cas dans les environs immédiats de Lommel, qui présentent un prélèvement plus limité, d’où la scission en une zone Lommel – Balen – Houthalen (zone 2) et une zone Tessenderlo – Geel (zone 3).

2° toujours concernant la région B, mais tout particulièrement pour la conversion des entreprises le long du canal Albert, il convient de faire preuve de prudence par rapport à la présence d’un point d’approvisionnement important pour Interenerga à Tessenderlo. Si ce point est converti au gaz H, un point d’approvisionnement supplémentaire en gaz L doit être créé ailleurs pour le réseau de distribution concerné afin de maintenir la sécurité d’approvisionnement. Le site retenu pourrait être Diest, mais pas sans un important investissement supplémentaire pour une conduite de 25 km qui n’apporterait aucune plus-value à long terme. Le fait que le réseau de distribution en Brabant flamand et dans la Campine anversoise soit à ce point maillé est notamment à l’origine de ce problème. Lorsque l’on sait que les investissements perdus doivent être évités au maximum, l’on peut examiner les implications de la conversion de toute la zone de distribution à l’est des dorsales, entre les zones 2 et 3. Il s’agit alors de la zone Wilsele – Warnant-Dreve – Tessenderlo (zone 7) ;

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La suite de ce qui précède est la création d’une zone supplémentaire Hoboken – Boom – Tisselt, à l’ouest des dorsales (zone 8).

3° la conversion de la région D, Tubize – Soignies, est liée à la conversion d’une partie d’une des dorsales depuis la frontière française. Juste au-dessus de cette zone, nous pouvons observer à la figure 1 un branchement au gaz L raccordé au réseau de gaz H de l’autre côté à l’aide d’une double vanne. Même si aucun grand consommateur industriel ne se situe le long de ce trajet, il semble logique, du point de vue de la structure du réseau de transport, d’étudier la conversion de cette conduite. Cette zone supplémentaire est appelée la zone Gembloux – Mont-Saint- Guibert (zone 5).

21. Le paragraphe précédent propose par conséquent l’identification de huit zones, présentées géographiquement à la figure 2 ci-dessous. Les zones sont :

1° Port d’Antwerpen

2° Lommel – Balen – Houthalen 3° Tessenderlo – Geel

4° Hannut – Sint-Truiden – Tienen 5° Gembloux – Mont-Saint-Guibert 6° Tubize – Soignies

7° Wilsele – Warnant-Dreye – Tessenderlo 8° Hoboken - Boom – Tisselt

Figure 2 : les huit zones étudiées

1 1 3 3 2 2

4 4 5 5

6 6

7 7

8 8

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22. Notons par ailleurs que la conversion a un impact important sur le besoin en capacité de stockage et en flexibilité sur le réseau de gaz H. La flexibilité à court terme nécessaire sur le réseau de gaz L est fournie par le contrat de gaz de Slochteren. La flexibilité est apportée de façon diverse sur le réseau H. Seule une partie provient du site de stockage souterrain de Loenhout. Le reste est réparti sur un soutien provenant du terminal GNL, de l’installation de Peak Shaving, d’investissements supplémentaires dans des installations de compression ou des conduites et des contrats d’assistance de l’étranger en attendant la disponibilité de ressources propres (mise en service de nouveaux investissements). A terme, Fluxys doit disposer de moyens propres suffisants pour couvrir la flexibilité opérationnelle propre et la flexibilité de base nécessaire pour les affréteurs.

Les efforts fournis sur le réseau de gaz H pour assumer cette flexibilité ou linepack doivent dès lors être pris en considération. En principe, la quantité de linepack nécessaire pour assurer la flexibilité pour une zone donnée est identique sur le marché du gaz L et du gaz H.

Pour en tenir compte dans la présente étude, on utilise le tarif du Cumulated Imbalance Tolerance (CIT) (2,5 EUR/m³(n)/an), qui assure le linepack en termes opérationnels, actualisé sur 20 ans (le besoin en linepack est exprimé, en l'espèce, en volume et constitue dès lors une charge récurrente).. L’effet net sur le linepack est le plus important dans les zones qui comprennent les principales zones de distribution.

Les simulations réalisées par la SA Fluxys afin de créer les moyens nécessaires sur le réseau de gaz H en soutien de la conversion tiennent implicitement compte du besoin en flexibilité supplémentaire ou linepack sur le réseau de gaz H. Les investissements pris en considération sont suffisants.

2.2 Possibilités de conversion du côté de l’offre 2.2.1 Zone 1 : Port d’Antwerpen

23. Quelques grands clients industriels dans la région portuaire d’Antwerpen peuvent être convertis relativement facilement. Du gaz H riche est présent dans la station « Gas Centrale Antwerpen » par le biais d’une conduite provenant de Lillo. Pour convertir les clients concernés, il suffit d’établir les raccordements nécessaires dans cette station. En outre, le travail peut être étalé en plusieurs étapes, ce qui facilite la réalisation pratique mais pourrait apparemment augmenter les coûts.

(16)

Au niveau local, il est également question d’un branchement visant à alimenter le réseau de distribution IGAO 4 bar. Actuellement, ce réseau est une antenne et peut donc éventuellement être lui aussi converti. Le résultat peut être résumé dans le tableau ci- dessous :

Consommation annuelle

(GJ)

Consommation annuelle (mio m³(n)) (gaz L)

MTSR (k.m³(n)/h) (gaz L)

Total Industrie 9,6 268,8 59,8

Total Distribution publique 0,3 8,1 4,6

TOTAL 9,9 276,9 64,5

24. Afin de pouvoir faire face à la charge supplémentaire sur le réseau de gaz H, un renforcement de la capacité de transport vers Antwerpen est nécessaire. Plusieurs solutions sont possibles pour créer la capacité supplémentaire de gaz H de 54.200 m³(n)/h (64.500 * 9,769/11,63)⁸ vers Antwerpen. Une des solutions, la plus évidente et probablement la meilleur marché, est d’intégrer la capacité nécessaire dans le projet vTn-bis en utilisant l’installation de compression de Zelzate.

Sur la base des données fournies par la SA Fluxys et compte tenu du paragraphe 8, 3°, de la présente étude, les calculs permettent d'obtenir un niveau de prix par unité de capacité de 115,87 euros/m³(n)/h⁹ pour la conversion de cette zone.

25. Au niveau du besoin en linepack, nous pouvons constater qu’environ 54,9 k.m³(n) de linepack supplémentaire sont nécessaires compenser le besoin en flexibilité. Cette quantité relativement faible se justifie par le fait que les clients concernés sont principalement des industriels. Si l’on applique la conversion indiquée au paragraphe 22 de la présente étude, il est tenu compte de 1,8 millions d’euros supplémentaires pour la conversion de cette zone.

8 Le pouvoir calorifique supérieur moyen de 1 m³(n) de gaz H est égal à 11,63 kWh de 1 m³(n) de gaz L, soit 9,769 kWh. Pour transporter la même quantité d’énergie, le gaz H requiert donc moins de capacité que le gaz L.

9 [5,85 millions d’euros + 0,46 million d’euros] / 54.200 m³(n)/h.

(17)

2.2.2 Zone 2 : Lommel – Balen – Houthalen

26. Cette zone comprend deux points d’approvisionnement pour la distribution d'Interenerga à Leopoldsburg et à Houthalen et une série de clients finals industriels dans les environs de Lommel et Mol. Actuellement, ces clients sont alimentés par la conduite Oud- Turnhout – Lommel et peuvent être convertis au gaz H en réalisant les connexions nécessaires dans la station de Lommel et en fermant les raccordements au réseau de gaz L.

Pour alimenter les clients concernés, une capacité supplémentaire sur le réseau de transport de gaz H d’environ 23.200 m³(n)/h (27.600 * 9,769/11,63) est nécessaire, dont la moitié pour l’industrie.

(GJ)

MTSR (k.m³(n)/h) (gaz L)

TOTAL 5,0 134,5 27,6

27. Les investissements sur le réseau de transport nécessaires à la conversion de cette zone sont relativement peu importants. Grâce à une utilisation optimale des conduites existantes, il convient de tenir compte uniquement d’une détente de 80 bar à 66,2 bar puisqu’une pression de gestion maximale de 66,2 bar vaut pour le réseau de gaz L, tandis qu’elle est de 80 bar sur le réseau de gaz H.

Sur la base des données fournies par la SA Fluxys et compte tenu du paragraphe 8, 3°, de la présente étude, les calculs permettent d'obtenir un niveau de prix par unité de capacité de 142,24 euros/m³(n)/h¹⁰ pour la conversion de cette zone.

28. Au niveau du besoin en linepack, nous pouvons constater que l’opération est pratiquement neutre. Le réseau de conduites de la zone offre la flexibilité nécessaire, à l’exception de 1,4 k.m³(n). Ce chiffre est négligeable dans le calcul total.

10 [1,94 million d’euros + 1,36 million d’euros] / 23.200 m³(n)/h.

(18)

2.2.3 Zone 3 : Tessenderlo – Geel

29. La région Tessenderlo – Kwaadmechelen – Geel, ou la région le long du canal Albert, peut être convertie au gaz H par un nouveau branchement dans le prolongement de la conduite Dilsen – Lommel. L’investissement doit toutefois être adapté aux besoins connus au sein du marché du gaz H pour cette région. Ainsi, le nouveau projet T-Power, qui prévoit une centrale électrique de 400 MW à Tessenderlo pour 2009, doit également être repris.

L’approvisionnement de cette centrale TGV est dès lors également inclus dans la conversion de cette zone.

L’approvisionnement depuis la conduite Dilsen – Lommel nécessite une nouvelle conduite Eksel – Tessenderlo d’environ 25 km, un renforcement de la conduite Dilsen – Lanklaar (environ 6,5 km DN 600) et une extension de la capacité de comptage de Dilsen-Stokkem.

Comme remarqué au paragraphe 20 de la présente étude, les points d’approvisionnement pour la distribution requièrent une attention particulière au sein de cette zone. Il y a, d’une part, le point d’approvisionnement IVEG Laakdal. Cependant, puisque la zone de distribution de Laakdal forme un îlot, il n’implique pas d’autres conséquences. D’autre part, Tessenderlo compte un point d’approvisionnement d'Interenerga , qui assure également l’alimentation du réseau de distribution d’IVERLEK à Diest. Pour maintenir la sécurité d’approvisionnement à Diest au minimum au même niveau, un renforcement du réseau de gaz L est requis dans les environs de Diest (débit de 15 k.m³(n)/h à prévoir), ce qui entraîne des coûts considérables.

C’est pourquoi deux scénarios sont prévus pour la zone Tessenderlo – Geel : dans le scénario A, la conversion porte uniquement sur les clients industriels sans conversion des points de distribution et dans le scénario B, IVEG Laakdal et Interenerga (PLIGAS) Tessenderlo sont également convertis.

2.2.3.1. Scénario A : sans conversion des points de distribution

30. Dans ce scénario, les clients industriels situés le long du canal Albert sont convertis au gaz H, tandis que Interenerga (PLIGAS) Tessenderlo et IVEG Laakdal sont alimentés en gaz L par la conduite DN 300 Turnhout – Kwaadmechelen. Cette dernière conduite est maintenue au gaz L spécialement pour ces deux points de prélèvement et est alimentée depuis Turnhout.

(19)

Pour approvisionner l’ensemble des clients industriels, environ 56.500 m³(n)/h (67.200 * 9,769/11,63) sont nécessaires au sein du réseau de transport de gaz H :

(GJ)

MTSR (k.m³(n)/h) (gaz L)

TOTAL 19,7 531,4 67,2

Les investissements sur le réseau de transport nécessaires à la conversion visée ont déjà été discutés en partie au paragraphe 29 de la présente étude. En complément, quelques conduites courtes sont nécessaires pour pouvoir approvisionner de façon permanente en gaz L les points de distribution. La station de détente nécessaire par analogie avec la zone 2 est aménagée à Kwaadmechelen. Etant donné que la distribution n'est pas concernée, il n'y a pas d'investissements autres que ceux ayant déjà été énumérés ci-dessus.

Sur la base des données fournies par la SA Fluxys et compte tenu du paragraphe 8, 3°, de la présente étude, les calculs permettent d'obtenir un niveau de prix par unité de capacité de 247,61 euros/m³(n)/h¹¹ pour la conversion de cette zone.

31. Au niveau du besoin en linepack, nous pouvons constater qu’environ 21,6 k.m³(n) de linepack supplémentaires sont nécessaires compenser le besoin en flexibilité. Cette quantité relativement faible se justifie par le fait que les clients concernés sont uniquement des industriels. Si l’on applique la conversion indiquée au paragraphe 22 de la présente étude, il est tenu compte de 0,7 million d’euros supplémentaires pour la conversion de cette zone.

2.2.3.2. Scénario B : avec conversion des points de distribution

32. Dans le scénario B, tous les clients industriels et les points de distribution publics Interenerga (PLIGAS) Tessenderlo et IVEG Laakdal sont convertis au gaz H dans la région.

La conduite Turnhout – Kwaadmechelen entre Mol et Kwaadmechelen peut dès lors être utilisée pour le gaz H. La centrale électrique de Mol y est également incluse.

11 [13,99 millions d’euros] / 56.500 m³(n)/h.

(20)

La conversion au gaz H de Interenerga (PLIGAS) Tessenderlo entraîne la disparition du soutien de Tessenderlo vers Diest (gaz L). C’est pourquoi ce scénario nécessite une nouvelle injection de gaz L dans les environs de Diest. Il est opté pour une éventuelle nouvelle liaison entre Lubbeek et Diest (environ 20 km DN 250). Une solution alternative consiste à convertir au gaz H la région de Diest – Aarschot aussi, ce qui nous amène toutefois très près de la conversion telle que prévue dans la zone 7. Même si une séparation stricte est appliquée entre les zones, il est utile, pour la phase de mise en œuvre, de se souvenir que les conversions des zones 2, 3 et 7 peuvent empiéter les unes sur les autres.

Par ailleurs, en sus des chiffres repris dans le tableau du scénario A au paragraphe 30 de la présente étude, il existe au sein du réseau de transport de gaz H un besoin en capacité d’approvisionnement supplémentaire d’environ 56.000 m³(n)/h (66.700 * 9,769/11,63).

(GJ)

MTSR (k.m³(n)/h) (gaz L)

TOTAL 3 80,1 66,7

Les investissements sur le réseau de transport de gaz H en vue de convertir toute la zone 3, conversion qui requiert une capacité supplémentaire de 112,5 k.m³(n)/h, se situent dans la lignée de la discussion figurant aux paragraphes 29 et 30 de la présente étude, étendue à une double quantité de capacité, en ce compris une conduite en soutien de l’approvisionnement de Diest.

Sur la base des données fournies par la SA Fluxys et compte tenu du paragraphe 8, 3°, de la présente étude, les calculs permettent d'obtenir un niveau de prix par unité de capacité de 263,11 euros/m³(n)/h¹² pour la conversion de cette zone.

33. Au niveau du besoin en linepack, nous pouvons constater qu’environ 122,5 k.m³(n) de linepack supplémentaires sont nécessaires dans le scénario B en plus de ceux nécessaires dans le cadre du scénario A compenser le besoin en flexibilité. Si l’on applique la conversion indiquée au paragraphe 22 de la présente étude, il est tenu compte de 3,9 millions d’euros supplémentaires pour la conversion de cette zone.

12 [26,55 millions d’euros + 3,05 millions d’euros] / 112.500 m³(n)/h.

(21)

2.2.4 Zone 4 : Hannut – Sint-Truiden – Tienen

2.2.4.1 La conduite Winksele – Warnant-Dreye

34. La zone Hannut – Landen – Sint-Truiden – Tienen comprend majoritairement des clients de distribution. Les trois clients industriels de cette zone représentent à peine un quart de la capacité à convertir, bien que deux d’entre eux comptent parmi les dix principaux consommateurs de gaz L du pays.

Pour approvisionner les clients concernés, une capacité supplémentaire sur le réseau de transport de gaz H d’environ 51.600 m³(n)/h (61.400 * 9,769/11,63) est nécessaire, dont la moitié pour l’industrie :

(GJ)

MTSR (k.m³(n)/h) (gaz L)

TOTAL 6,2 166,7 61,4

35. Cette région est connectée à une seule conduite qui constitue, en cas de conversion, une liaison au sein du réseau de gaz H entre le vTn-bis à Winksele d’une part et la SEGEO à Warnant-Dreye d’autre part. La solution la plus économique semble être une conversion depuis Warnant-Dreye, en d’autres termes en tenant compte d’une charge supplémentaire de SEGEO.

Sur la base des données fournies par la SA Fluxys et compte tenu du paragraphe 8, 3°, de la présente étude, les calculs permettent d'obtenir un niveau de prix par unité de capacité de 170,16 euros/m³(n)/h¹³ pour la conversion dans cette zone

36. Au niveau du besoin en linepack, nous pouvons constater qu’environ 79,5 k.m³(n) de linepack supplémentaires sont nécessaires pour compenser le besoin en flexibilité. Si l’on applique la conversion indiquée au paragraphe 22 de la présente étude, il est tenu compte de 2,6 millions d’euros supplémentaires pour la conversion de cette zone.

(22)

37. Pour cette zone, il convient de remarquer que les points de prélèvement concernés pour la distribution sont raccordés à d’autres postes de fourniture par le biais des réseaux des entreprises de distribution publique respectives. La possibilité de procéder à la conversion doit être examinée plus en détail en collaboration avec la distribution. En ce qui concerne la conversion des points de prélèvement de Landen et de Tienen, l’on peut constater qu’ils sont également inclus dans la discussion sur la conversion de la zone 7.

2.2.4.2 Leuven

38. En raison d’extensions prévues dans le cadre d’applications industrielles dans la région de Leuven, il est devenu opportun d’étudier séparément un branchement de Winksele à Leuven au sein de cette région. En ce qui concerne cette conversion, le principe est que les coûts peuvent être évités sur le réseau de distribution et que le besoin en linepack est négligeable.

Compte tenu d’une capacité de conversion d’environ 10.000 m³(n)/h, qui constitue une estimation faible, sur la base des données fournies par la SA Fluxys et compte tenu du paragraphe 8, 3°, de la présente étude, les calculs permettent d'obtenir un niveau de prix par unité de capacité de 216 euros/m³(n)/h¹⁴ pour la conversion de cette zone.

2.2.5 Zone 5 : Gembloux – Mont-Saint-Guibert

39. A l’exception d’une entreprise, la région de Gembloux – Mont-Saint-Guibert compte uniquement des clients de la distribution publique. Si elle devait être convertie au gaz H, cette région serait approvisionnée depuis la SEGEO.

Pour approvisionner les clients concernés, une capacité supplémentaire sur le réseau de transport de gaz H d’environ 18.800 m³(n)/h (22.300 * 9,769/11,63) est nécessaire :

(GJ)

MTSR (k.m³(n)/h) (gaz L)

TOTAL 3,4 92,2 22,3

14 2,16 millions d’euros / 10.000 m³(n)/h.

(23)

40. La conversion (et la séparation des réseaux de distribution) fait disparaître un des points d’approvisionnement en gaz L. Un nouveau point d’alimentation doit dès lors être créé, plus précisément dans les environs de Rixensart – Wavre.

En additionnant cet investissement supplémentaire, sur la base des données fournies par la SA Fluxys et compte tenu du paragraphe 8, 3°, de la présente étude, les calculs permettent d'obtenir un niveau de prix par unité de capacité de 528,19 euros/m³(n)/h¹⁵ pour la conversion de cette zone

41. Au niveau du besoin en linepack, nous pouvons constater qu’environ 54,9 k.m³(n) de linepack supplémentaires sont nécessaires compenser le besoin en flexibilité. Si l’on applique la conversion indiquée au paragraphe 22 de la présente étude, il est tenu compte d'un coût supplémentaire de 1,8 million d’euros pour la conversion de cette zone

2.2.6 Zone 6 : Tubize – Soignies

42. L’étude de la conversion de cette zone peut être qualifiée d’intéressante puisque l’extrémité d’une dorsale peut être utilisée et pourrait être convertie au gaz H entre Braine- l’Alleud et Ecaussinnes (sur une longueur d’environ 9,4 km). Les simulations révèlent toutefois que cette conversion entraînerait une perte de linepack sur le réseau de gaz L d’environ 800 k.m³(n), perte qui ne pourrait pas être prise en charge en l’état par le réseau de gaz L actuel.

Cette perte peut être compensée soit par un dédoublement des dorsales sur une longueur de 10 km, soit par la création d’une flexibilité suffisante, notamment par la conversion d’autres zones. Les coûts en hausse entraînent le fait que la conversion avec utilisation d’une partie des dorsales ne pourra jamais se faire en premier lieu. Nous pouvons néanmoins constater qu’une fois que des zones plus importantes seront converties, le coût initial de la création de linepack viendra à disparaître, ce qui fait qu'une partie d’une dorsale pourra être convertie.

43. Une solution alternative, moins coûteuse que la pose d’une conduite supplémentaire sur une longueur de 10 km, consiste à convertir l’ensemble du réseau de la région Soignies – Tubize à partir de Le Roeulx (SEGEO).

(24)

La capacité nécessaire sur le réseau de transport de gaz H s’élève à environ 27.600 m³(n)/h (32.800 * 9,769/11,63) :

(GJ)

MTSR (k.m³(n)/h) (gaz L)

Total 5,1 136,9 32,8

Sur la base des données fournies par la SA Fluxys et compte tenu du paragraphe 8, 3°, de la présente étude, les calculs permettent d'obtenir un niveau de prix par unité de capacité de 642,39 euros/m³(n)/h¹⁶ pour la conversion de cette zone.

44. Au niveau du besoin en linepack, nous pouvons constater qu’environ 97,5 k.m³(n) de linepack supplémentaires sont nécessaires compenser le besoin de flexibilité. Si l’on applique la conversion indiquée au paragraphe 22 de la présente étude, il est tenu compte de 3,1 millions d’euros supplémentaires pour la conversion de cette zone.

2.2.7 Zone 7 : Wilsele – Warnant-Dreye – Tessenderlo

45. Cette zone comprend les zones 3 et 4 discutées aux paragraphes 29 à 38 inclus de la présente étude. Elle comprend des réseaux de distribution à Tienen, Aarschot, Diest, Tessenderlo, Sint-Truiden et Landen.

La capacité totale nécessaire pour approvisionner en gaz H les clients concernés de cette zone s’élève à 216,05 k.m³(n)/h (257.200 * 9,769/11,63) :

(GJ)

MTSR (k.m³(n)/h) (gaz L)

TOTAL 34,4 929,2 257,2

16 [15,82 millions d’euros + 1,91 million d’euros] / 27.600 m³(n)/h.

(25)

46. Sur la base des données fournies par la SA Fluxys et compte tenu du paragraphe 8, 3°, de la présente étude, les calculs permettent d'obtenir un niveau de prix par unité de capacité de 216,34 euros/m³(n)/h¹⁷ pour la conversion de cette zone.

47. Au niveau du besoin en linepack, nous pouvons constater qu’environ 323,7 k.m³(n) de linepack supplémentaires sont nécessaires compenser le besoin en flexibilité. Si l’on applique la conversion indiquée au paragraphe 22 de la présente étude, il est tenu compte de 10,4 millions d’euros supplémentaires pour la conversion de cette zone.

2.2.8 Zone 8 : Hoboken - Boom – Tisselt

48. Pendant de la zone 7, cette zone 8 se trouve à l’ouest des dorsales. Elle comprend les réseaux de distribution des communes d’Hoboken, de Boom et de Tisselt.

Du gaz H est actuellement présent à Imalso (Antwerpen rive gauche) et peut être transporté à Hoboken par les conduites existantes. Par analogie à la zone 1, la charge supplémentaire en gaz H dans la région d’Antwerpen requiert un renforcement de la capacité de transport.

Pour Tisselt et Boom, le gaz H peut être amené à Winksele par le Ring II (Winksele – Grimbergen II).

La capacité totale nécessaire pour approvisionner en gaz H les clients concernés de cette zone s’élève à 145,74 k.m³(n)/h (173.500 * 9,769/11,63) :

(GJ)

MTSR (k.m³(n)/h) (gaz L)

TOTAL 18,4 501,1 173,5

49. Sur la base des données fournies par la SA Fluxys et compte tenu du paragraphe 8, 3°, de la présente étude, les calculs permettent d'obtenir un niveau de prix par unité de capacité de 269,04 euros/m³(n)/h¹⁸ pour la conversion de cette zone.

(26)

50. Au niveau du besoin en linepack, nous pouvons constater qu’environ 544,2 k.m³(n) de linepack supplémentaires sont nécessaires compenser le besoin en flexibilité. Si l’on applique la conversion indiquée au paragraphe 22 de la présente étude, il est tenu compte de 17,5 millions d’euros supplémentaires pour la conversion de cette zone.

2.3 Résumé des possibilités de conversion 2.3.1 Débits de conversion

51. Le tableau ci-dessous donne un aperçu des débits sur le réseau de transport, tant pour l’industrie que pour la distribution publique, exprimés en k.m³(n)/h pour le gaz L et le gaz H.

Tableau 2 : débits de conversion par zone

Industrie (Gaz L)

Distribution (Gaz L)

Industrie + Distribution

(gaz L)

Industrie + Distribution

(gaz H)

k.m³(n)/h k.m³(n)/h k.m³(n)/h k.m³(n)/h

1. Port d’Antwerpen 59,8 4,6 64,5 54,2

2. Lommel – Balen – Houthalen 14,0 13,6 27,6 23,2

3. (A) Tessenderlo – Geel^(*)(**) 67,2 0,0 67,2 56,5

3. (B) Tessenderlo – Geel^(**) 103,4 30,5 133,9 112,5

4.1 Winksele – Warnant-Dreye^(**) 14,6 46,8 61,4 51,6

4.2 Leuven 11,9 0,0 11,9 10

5. Gembloux – Mont-Saint-Guibert 0,5 21,7 22,3 18,8

6. Tubize – Soignies 13,8 19,1 32,8 27,6

7. Wilsele – Warnant-Dreye –

Tessenderlo 118,0 139,1 257,2 216,05

8. Hoboken - Boom – Tisselt 11,1 162,4 173,5 145,74

TOTAL 229,2 360,6 589,8 495,43

(*)la zone 3(A) se limite à la conversion d’une partie de l’industrie autour du canal Albert et partant, est également incluse dans la zone 3(B) qui comprend toutes les industries et la distribution dans la même région.

(**)

compris dans la zone 7.

Le débit de conversion totale des zones considérées, soit 589.800 m³(n)/h de gaz L, est sensiblement plus élevé que les 225.000 m³(n)/h de gaz L nécessaires cités au paragraphe

(27)

16 de la présente étude, voire plus élevé que les nouvelles estimations appliquées par la SA Fluxys telles que décrites au même paragraphe. Cette situation permet d’établir un ordre de conversion entre les zones sur une base économique.

2.3.2 Classement sur base de l'efficacité au niveau des coûts

52. Le tableau 3 ci-dessous donne un aperçu du résultat des calculs à travers le réseau de transport et de distribution par zone de conversion.

Tableau 3 : coût d’investissement par zone au sein du réseau de gaz H

Niveau de prix total (sans linepack)

Efficacité estimée pour le transport et la distribution par m³(n)/h

(gaz H)

Ordre

mio EUR EUR/m³(n)/h

1. Port d’Antwerpen 6,28 115,87 1

2. Lommel – Balen – Houthalen 3,3 142,24 2

3. (A) Tessenderlo – Geel^(*)(**) 13,99 247,61 6

3. (B) Tessenderlo – Geel^(**) 29,6 263,11 7

4.1 Winksele – Warnant-Dreye^(**) 8,77 170,16 3

4.2 Leuven 2,16 216 4

5. Gembloux – Mont-Saint-Guibert 9,93 528,19 9

6. Tubize – Soignies 17,73 642,39 10

Tessenderlo 46,74 216,34 5

8. Hoboken - Boom – Tisselt 39,21 269,04 8

TOTAL 125,35 253

(**)

53. Les chiffres extraits de ce tableau confirment ce qui a déjà été suggéré au paragraphe 20 de la présente étude en ce qui concerne la zone 3 et la création d’une zone 7. La différence de résultat entre le scénario A et B s’explique par l’impact du soutien complémentaire dans le scénario B pour la sécurité d’approvisionnement de la distribution à

(28)

Diest. Les investissements en vue du soutien de la conversion de la zone 3 rendent plus intéressante la conversion de toute la zone 7.

54. Remarquons également que la conversion de la région autour de Leuven n’est pas incorporée dans la conversion de la conduite Winksele – Warnant-Dreye, qui font pourtant tous les deux partie de la zone 4. La présentation de ces deux zones faite séparément dans le tableau souligne toutefois le fait qu’elles affichent toutes deux un score pas mal dans le classement de la conversion et qu'elles peuvent parfaitement être converties indépendamment l’une de l’autre.

On observe toutefois un investissement commun qui devrait idéalement être combiné. En effet, une station de détente 84/66,2 est toujours nécessaire à Winksele pour avoir accès aux conduites de gaz converties depuis la canalisation vTn. Si la conduite Winksele – Warnant-Dreye et les clients industriels de Leuven sont convertis en même temps, la station de détente ne doit plus être comptée deux fois et l’on obtient un niveau de prix par unité de capacité de 161,36 euros/m³(n)/h. Cependant, malgré ce résultat plus favorable, la zone 4 conserve sa troisième place dans le classement pour la conversion.

55. Toutefois, avant de tirer d’autres conclusions, le tableau ci-dessous montre l’impact du coût pour le linepack supplémentaire sur le réseau de gaz H. Puisque ce linepack est nécessaire sur le réseau de gaz H pour combler le besoin en flexibilité, il convient d’en tenir compte.

Tableau 4 : coût d’investissement au sein du réseau de gaz H, coût de la flexibilité supplémentaire inclus

Niveau de prix total capacité et linepack

Niveau de prix estimé par m³(n)/h

Ordre

mio EUR EUR/m³(n)/h

1. Port d’Antwerpen 8,08 149,08 2

2. Lommel – Balen – Houthalen 3,3 142,24 1

3. (A) Tessenderlo – Geel^(*)(**) 14,69 260 5

3. (B) Tessenderlo – Geel^(**) 33,5 297,78 7

4.1 Winksele – Warnant-Dreye^(**) 11,38 220,54 4

4.2 Leuven 2,16 216 3

5. Gembloux – Mont-Saint-Guibert 11,73 623,94 9

6. Tubize – Soignies 20,83 754,71 10

Tessenderlo 57,14 264,48 6

8. Hoboken - Boom – Tisselt 56,71 389,12 8

TOTAL 159,95 322,85

(29)

(**)

L’incorporation du coût de la flexibilité dans l’analyse n’entraîne pas de déplacements trop importants. D’une part, les zones 1 (Port d’Antwerpen) et 2 (Lommel – Balen – Houthalen) changent de place, mais elles doivent clairement toutes deux intervenir en premier lieu dans le processus de conversion. D’autre part, la conversion de la zone 4.2 (Leuven) gagne en importance au niveau des chiffres, mais peut être traitée sur un pied d’égalité avec l’autre partie de la zone 4, à savoir la conduite Winksele – Warnant-Dreye. Le tableau ci-dessus fait clairement ressortir les premiers résultats de l’étude. Au même titre que la conversion de l’industrie le long du canal Albert (zone 3(A)), la conversion de la conduite Wilsele – Warnant-Dreye (zone 4.1) doit être considérée comme une première étape vers la conversion totale de la zone 7 (Wilsele – Warnant-Dreye – Tessenderlo).

2.4 Plan en étapes pour la conversion L/H 2.4.1 Plan indicatif en étapes

56. Le tableau 5 ci-dessous illustre l’ordre des zones à convertir sur la base des données extraites du chapitre 2.3 de la présente étude.

Tableau 5 : ordre de la conversion à effectuer

MTSR (gaz L)

MTSR cumulé (gaz L) Ordre Zone

k.m³(n)/h k.m³(n)/h

1 2. Lommel – Balen – Houthalen 27,6 27,6

2 1. Port d’Antwerpen 64,5 92,1

3 4.2 Leuven 11,9 104

4 4.1 Winksele – Warnant-Dreye^(**) 61,4 165,4

5 3. (A) Tessenderlo – Geel^(*)(**) 67,2 232,6

6 7. Wilsele – Warnant-Dreye – Tessenderlo 257,2 361,2 7 3. (B) Tessenderlo – Geel^(**) 133,9 361,2^(***)

8 8. Hoboken - Boom – Tisselt 173,5 534,7

9 5. Gembloux – Mont-Saint-Guibert 22,3 557

10 6. Tubize – Soignies 32,8 589,8

(30)

(**)

(***)

MTSR de la zone 3 (B) est d’ores et déjà incluse dans la MTSR appartenant à la zone 7, d’où l’absence d’augmentation

Si l’on combine ce tableau 5 au tableau 1 du paragraphe 16 de la présente étude qui illustre le manque de capacité de gaz L selon le plan indicatif au cours des années à venir jusqu’en 2014, l’on obtient un plan indicatif en étapes tel qu’illustré au tableau 6. A cet égard, il est veillé à ce que la capacité de gaz L cumulée libérée par la conversion successive des zones compense systématiquement le manque de capacité de gaz L du plan indicatif.

Tableau 6 : Plan indicatif en étapes

Manque de capacité de

gaz L

Zone MTSR (gaz L)

MTSR cumulé (gaz L) Année

k.m³(n)/h k.m³(n)/h k.m³(n)/h

2. Lommel – Balen – Houthalen 27,6 27,6

2008 43

1. Port d’Antwerpen 64,5 92,1

2009 74

4.2 Leuven 11,9 104

2010 106

4.1 Winksele – Warnant-Dreye^(**) 61,4 165,4 2011 135

2012 165

2013 195 3. (A) Tessenderlo – Geel^(*)(**) 67,2 232,6 2014 225

? 7. Wilsele – Warnant-Dreye –

Tessenderlo

257,2

361,2

? 3. (B) Tessenderlo – Geel^(**) 133,9 361,2^(***)

? 8. Hoboken - Boom – Tisselt 173,5 534,7

? 5. Gembloux – Mont-Saint-Guibert 22,3 557

? 6. Tubize – Soignies 32,8 589,8

(**)

(***)

MTSR de la zone 3 (B) est d’ores et déjà incluse dans la MTSR appartenant à la zone 7, d’où l’absence d’augmentation

57. Nous qualifions ce plan en étapes d’« indicatif » parce qu’il est élaboré sur la base de données provenant du plan indicatif, mais aussi parce qu’il ne tient pas compte de la situation réelle sur le réseau de gaz H :

1° en ce qui concerne la remarque selon laquelle les données du plan indicatif datent de 2004 et devraient être corrigées en fonction des observations de ces deux dernières