Le transport de gaz

publié le 30/09/2020 | mis à jour le 31/08/2023 | par Caroline Dusanter

Le transport du gaz, qu’est-ce que c’est ?

On a tendance à penser, à tort, que le transport du gaz est l’activité qui consiste à acheminer le gaz depuis les centres d’extraction ou de production jusqu’au consommateur final. C’est plus précis que cela.

Selon la définition de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), « les réseaux de transport permettent d’importer le gaz depuis les interconnexions terrestres avec les pays adjacents et les terminaux méthaniers. Ils sont aussi un maillon essentiel à l’intégration du marché français avec le reste du marché européen ».

Le transport du gaz constitue l’un des maillons de la chaine gazière. Il s’agit d’une des étapes de l’acheminement du gaz. Ce transport peut être effectué par méthanier, sous la forme du gaz naturel liquéfié (GNL) ou sous forme gazeuse via des gazoducs.

L’acheminement du gaz : bien comprendre la chaine gazière

Pour bien mesurer la place du transport du gaz, il convient de bien expliquer comment fonctionne l’acheminement du gaz dans sa totalité. Découvrons ensemble quel est le parcours des molécules de gaz.

La production

En France, 98 % du gaz est importé, si l’on en croit la CRE. D’où vient-il ? De plusieurs pays gaziers proches de l’Hexagone. D’après le Ministère de la Transition Écologique : « En 2015, quatre fournisseurs principaux ont alimenté le marché français en gaz : la Norvège (42 % des importations françaises), la Russie (11 %), les Pays-Bas (11 %) et l’Algérie (9 %). » Ce ne sont pas leurs seuls pays avec lesquels échange la France. Elle travaille aussi avec le Qatar, le Nigéria, etc.

Dans les pays producteurs de gaz, celui-ci est extrait de poches souterraines jusqu’à 6 000 mètres de profondeur. Elles peuvent être sous la terre ferme ou en pleine mer. Par exemple, il existe de grandes réserves de gaz dans la mer du Nord.

L’extraction consiste à poser un derrick de forage au-dessus du puits de gaz. On y insère alors des tiges de forage. En général, la pression est suffisante pour que le gaz naturel remonte de lui-même. Sinon, des pompes sont utilisées.

Le gaz est ensuite acheminé dans une unité de traitement. On y retire les gaz acides comme le sulfure d’hydrogène (H2S) ou le dioxyde de carbone (CO₂). Puis, on lui donne une certaine pression pour pouvoir être injecté dans les gazoducs ou il est liquéfié pour être transporté par bateau.

En France, le plus gros gisement de gaz, le gisement de Lacq est épuisé. A ce titre, il a arrêté d’être exploité en 2013. Cela ne veut pas dire que la France est incapable de produire du gaz. Comme le précise le géant russe Gazprom Energy, « il existe toujours de petites exploitations en mer d’Iroise (15 puits au large de la Bretagne) et en Méditerranée (11 puits dans le golfe du Lion) ». D’autre part, selon les données du ministère de la Transition écologique, on trouve 34 sites d’exploitation d’hydrocarbures (pétrole et gaz) en Seine-et-Marne, près de Paris.

Outre le gaz naturel, l’Hexagone peut fabriquer du gaz renouvelable dans des unités de méthanisation. Le « biométhane » et « biogaz » se forme par la dégradation de déchets organiques. Le plus souvent, il s’agit de déchets d’origine agricole.

Enfin, depuis 1991, on injecte du grisou dans le réseau de transport de gaz. Selon la définition de la CRE « Le gaz de mine, ou grisou, est principalement du méthane qui se dégage naturellement des anciennes mines de charbon. Ce gaz, fortement explosif, remonte à la surface, poussé par l’eau qui noie progressivement les milliers de kilomètres de galeries creusées pour l’exploitation minière ». Ce gaz est transporté jusqu’aux centrales thermiques pour produire de l’électricité. La valorisation du gaz de mine répond à deux problématiques importantes :

• Un enjeu de sécurité. Le récupérer permet d’éviter les risques d’explosions et de renforcer ainsi la sureté des anciens sites miniers ;
• Un enjeu environnemental, puisque la combustion du grisou permet de « remplacer les émissions de méthane par des émissions de CO₂, dont le pouvoir de réchauffement par effet de serre est 25 fois moins important » d’après le Ministère de la Transition Ecologique.

Ce gaz est exploité par Gazonor dans le Nord-Pas-de-Calais sur les sites d’Avion, de Divion et de Lourches.

Le transport du gaz : méthanier et gazoducs

On l’a dit, la majorité du gaz consommé en France est produit à l’étranger. Une fois extrait, le gaz naturel est liquéfié pour pouvoir être transporté par voie maritime. Il est entreposé dans des bateaux appelés méthaniers. Ceux-ci ont accès aux terminaux méthaniers français, des ports spécialisés. Selon Elengy, l’exploitant des terminaux en France, « un terminal méthanier est une installation permettant de regazéifier du gaz naturel liquéfié (GNL) transporté par voie maritime par les expéditeurs depuis les zones de production».

A l’arrivée au port, le gaz est regazéifié puis injecté dans les gazoducs, de gros tuyaux de gaz. Il s’agit des autoroutes du gaz. Exploitées en France par Teréga et GRTgaz, ces autoroutes sont connectées au reste des réseaux européens. Le passage par méthanier n’est pas obligatoire, le gaz est parfois injecté directement depuis le centre de production dans un gazoduc. Cela étant, le transport par méthanier se développe de plus en plus car beaucoup plus flexible.

Les gazoducs mènent :

• Aux centres de stockage pour sécuriser l’approvisionnement de la France en gaz ;
• Au réseau de distribution pour pouvoir livrer le gaz aux entreprises, collectivités et consommateurs particuliers ;
• Aux centrales thermiques de production d’électricité pour fabriquer de l’énergie ;
• Aux industries directement raccordées au réseau de transport car présentant des besoins importants de consommation.

Dans les deux derniers cas, le parcours du gaz s’arrête là puisqu’il est consommé.

Le stockage

En France, le stock utile de gaz naturel est de 11,7 milliards de mètres cubes soit 132 TWh. C’est environ un quart de la consommation annuelle de gaz dans l’Hexagone.

Gérées par Storengy, une filiale d’Engie, et Téréga, les grandes opérations de stockage interviennent, en général, en été. On remplit les réservoirs de gaz pour préparer l’hiver.

En effet, « l’hiver la France consomme cinq fois plus de gaz naturel qu’en été », d’après Engie. La France n’ayant que de faibles capacités de production, il est important pour elle de prévoir des quantités de gaz suffisantes pour les périodes les plus froides.

On distingue deux grands types de stockage :

• Le stockage aérien ;
• Le stockage souterrain.

Le stockage aérien peut être fait à l’état gazeux, dans des réservoirs d’une capacité de 500 à 10 000 m³. Il peut également être réalisé dans des réservoirs GNL, non loin des terminaux méthaniers.

Cela étant, le stockage aérien reste assez cher. On privilégie donc le stockage souterrain dans :

• Un gisement épuisé : on place le gaz naturel dans un ancien gisement. C’est la solution la plus économique donc la plus répandue dans l’Union européenne ;
• Une nappe aquifère : On injecte le gaz dans une roche poreuse recouverte d’eau. Cela permet de créer des conditions similaires à celles d’un gisement. C’est cette méthode qu’on utilise surtout dans l’Hexagone ;
• Des cavités salines : Cela consiste à former avec de l’eau douce des cavités dans une roche de cristaux de sel appelée “sel gemme”. On peut y stocker le gaz à une pression cinq à six fois supérieure que dans les autres formes de stockage souterrain. On y a surtout recours lors des pics de consommation, par grand froid.

On l’a dit, la France dispose de peu de ressources en hydrocarbures donc de gisements. Selon Engie pour ces « raisons géologiques », on a recours en majorité au stockage dans les nappes aquifères. Il reste bien plus économique que le stockage en cavité saline et permet d’emmagasiner plus de gaz naturel. En quelques sortes, il présente un meilleur rapport qualité/prix. Pour le consommateur, le choix d’un système de stockage moins cher s’avère aussi intéressant. En effet, le stockage influe sur le prix du kWh de gaz. Moins le stockage est onéreux, moins le prix du kWh de gaz aura tendance à monter.

La distribution

La distribution consiste à acheminer l’énergie jusqu’au domicile du consommateur. Sur 95 % du territoire, c’est GRDF, le gestionnaire national de distribution qui s’en charge.

Sur les 5 % restants, ce sont des entreprises locales de distribution (ELD) de gaz, des petits opérateurs locaux. On les retrouve notamment à Bordeaux (Gaz de Bordeaux), à Grenoble (GEG) et à Strasbourg (ES Strasbourg).

La mission du distributeur est notamment d’assurer la continuité de l’alimentation en gaz des ménages et entreprises. C’est ce qui permet de ne pas subir de coupure de gaz lors d’un changement de fournisseur.

Ce sont aussi ces acteurs qui gèrent les compteurs de gaz pour le compte des collectivités locales. Ils assurent donc la mise en service du compteur, le remplacement, etc. En vue de moderniser le réseau, sous l’impulsion de l’Union, GRDF installe les compteurs connectés Gazpar. Chaque ELD fera de même sur le territoire qu’elle régit. Simplement, dans ces zones, le compteur connecté ne s’appellera pas forcément Gazpar. Cela étant, il présentera les mêmes fonctionnalités.

Le rôle des fournisseurs

Les fournisseurs de gaz se chargent de faire le lien entre les consommateurs et les producteurs. Ils achètent le gaz et le revendent aux particuliers et aux professionnels. Ils ont besoin de tous les autres acteurs pour livrer le gaz au bon endroit. C’est pourquoi, ils travaillent aussi de concert avec eux.

En France, le fournisseur historique de gaz est Engie (ex-GDF). Il est le seul avec les ELD, a pouvoir pratiquer les tarifs réglementés du gaz.

Mais, il existe d’autres fournisseurs, comme TotalEnergies, Planète Oui, Dyneff, etc. Ceux-ci cherchent à se démarquer en proposant des offres à bas prix, du biogaz, du gaz vert ou encore du gaz compensé carbone.

Pour trouver les offres au meilleur prix, il convient de comparer les fournisseurs entre eux. Pour cela, vous pouvez faire appel à notre comparateur de gaz.

Pourquoi séparer les activités de la chaine gazière ?

En France, la chaine gazière a longtemps été gérée par un acteur unique : Gaz de France (GDF). Crée au lendemain de la seconde guerre mondiale, il assurait le transport, le stockage, la distribution et la fourniture. Cette situation de monopole a duré de 1946 à 2005. La libéralisation du marché du gaz a imposé la séparation des activités. Découvrons pourquoi.

Ouverture à la concurrence du marché de l’énergie

La fin des années 1990 et début des années 2000 marquent l’ouverture à la concurrence du marché de l’énergie. En 1999, les industries consommant plus de 100 GWh peuvent choisir leur fournisseur. En 2004, ce droit est étendu à toutes les entreprises et collectivités. En 2007, le marché est ouvert pour les particuliers.

GDF se pose alors comme le fournisseur historique. D’un autre côté apparaissent les fournisseurs alternatifs, ses concurrents.

En 2008, GDF fusionne avec Suez, pour devenir GDF Suez. Il sera rebaptisé Engie par la suite, en 2015. En effet, l’entreprise issue de la fusion a besoin de trouver une identité propre. Elle prend donc le nom « Engie », « censé évoquer immédiatement l’énergie » d’après Gérard Mestrallet, le PDG de l’époque. En effet, le groupe ne vend plus uniquement du gaz mais propose aussi de la fourniture d’électricité. D’autre part, la marque « Engie » s’exporte plus facilement pour des raisons de prononciation, notamment en anglais. Elle permet de renforcer son développement à l’international.

Développement de la concurrence : une nécessaire séparation des activités

Laisser GDF en charge du reste de la chaîne posait donc des problèmes d’un point de vue de la mise en place de la concurrence. Il fallait garantir l’indépendance des acteurs de transport, stockage et distribution pour éviter qu’un fournisseur ne bénéficie d’un traitement de faveur. C’est ce que demande l’Union européenne dans la Directive 2003/55/CE du Parlement européen. Elle précise que le gestionnaire de transport, « doit être indépendant, au moins sur le plan de la forme juridique, de l’organisation et de la prise de décision, des autres activités non liées au transport ». Il en va de même pour la distribution.

En 2005, alors que le marché n’est ouvert que sur le segment des pros, sont créées les sociétés :

• GRTgaz, transporteur de gaz dans les 85% de l’Hexagone ;
• Storengy, en charge du stockage sur le périmètre GRTgaz ;
• et Teréga, gestionnaire de transport dans le Sud-Ouest et acteur du stockage dans son territoire.

En 2008, s’ajoute à cette liste la création de GRDF. Cela fait suite à la libéralisation du marché sur la branche des particuliers. Distributeur de gaz, GRDF est un acteur impartial. Il permet aux fournisseurs d’accéder au réseau de gaz selon les mêmes modalités. Cela permet le développement d’une concurrence saine et une alimentation continue pour les consommateurs.

Pour illustrer, on peut faire un parallèle avec la Poste. Lorsqu’un consommateur achète un produit en ligne, il choisit une boutique en ligne (un fournisseur). Une fois expédié, le colis suit un certain parcours. Dans les grandes lignes, il peut passer par des avions postaux, avant de rejoindre un centre de tri puis d’être déposé par le facteur dans la boite aux lettres du destinataire. D’une manière générale, c’est la Poste qui assure cette mission de distribution. Elle agit en toute indépendance, sans privilégier un expéditeur plutôt qu’un autre, conformément à une vocation de service public. C’est le même principe pour le gaz. Les particuliers peuvent choisir leur fournisseur en s’assurant que l’acheminement du gaz se fera dans des conditions identiques.

Qui se charge de transporter le gaz en France ?

On l’a dit, le transport du gaz n’est en fait qu’un maillon de la chaîne. Sur le territoire français, le transport du gaz est géré par deux acteurs principaux :

• GRTgaz, transporteur sur 85 % du territoire ;
• Teréga, sur les 15 % restants dans le Sud-Ouest.

Cette segmentation est liée à l’histoire. En 1939, on découvre à Saint-Marcet, en Haute-Garonne, un gisement de gaz naturel. Les recherches se poursuivent sous l’égide de la Société Nationale des Pétroles d’Aquitaine (SNPA). En 1951, un nouveau gisement est trouvé : le gisement de Lacq. En 1965, la SNPA intègre la holding Entreprise de recherches et d’activités pétrolières (ERAP) rassemblant les activités liées aux hydrocarbures en France. En 1967, l’ERAP prend le nom d’Elf Aquitaine. C’est cette entreprise qui exploite le gisement de Lacq. Elle sera rachetée en 1999 par Total géant du pétrole.

Mais pour que le gaz puisse être consommé encore faut-il l’acheminer. Pour cela, on décide la création deux entreprises dont GDF et Total, se partageaient les capitaux de deux entreprises majeures du secteur du gaz :

• Gaz du Sud-Ouest (GSO) qui deviendra TIGF puis Téréga. Elle exploite les réseaux autour du gisement Lacq et transporte le gaz dans le sud-ouest de l’Hexagone ;
• La Compagnie française du méthane (CFM). Elle se charge notamment de transporter du gaz sur le reste du territoire français.

Un peu avant l’ouverture à la concurrence sur le segment des professionnels, c’est le divorce. La CRE est alors en charge d’arbitrer. Dans une délibération du 15 décembre 2003, elle indique « TOTAL, qui possède 70 % de GSO, deviendra le seul actionnaire de GSO. Gaz de France, qui possède 55% de CFM, deviendra le seul actionnaire de CFM ». GDF est également obligé de transférer à GSO, les gazoducs qu’ils exploitaient dans la zone historique de GSO. Ainsi, fait savoir la CRE « A l’issue de l’opération, il n’y aura plus en France que deux transporteurs, Gaz de France et GSO, dont les réseaux seront désenchevêtrées ».

Total reprend les parts de GSO et GDF, celles de la CFM. Les activités de la CFM sont fondues dans celles de GDF. La partie transport atterrit dans le portefeuille de GRTgaz, lors de sa création en 2005.

Coup d’oeil sur GRTgaz

Fondé en 2005, GRTgaz est une filiale d’Engie. Il s’occupe du transport du gaz dans 85 % de l’Hexagone via les gazoducs. A l’heure actuelle pour mener à bien sa mission, il dispose de 33 688 km de gazoducs. Ces chiffres en font le transporteur principal.

Outre le transport du gaz, GRTgaz se charge aussi d’odoriser le gaz pour assurer la sécurité des usagers. En effet, à l’état naturel, le gaz n’est pas particulièrement odorant. On y injecte du tétrahydrothiophène (THT) pour lui donner cette odeur désagréable spécifique au gaz. Ainsi les consommateurs sont avertis du danger.

En revanche, les missions de GRTgaz ne recouvrent pas le stockage. Tout cela est géré par Storengy sur son territoire. C’est l’un des grandes différences qu’il présente avec Téréga.

Coup d’œil sur Teréga

Présents sur 15 départements dans le Sud-Ouest, Teréga est le second opérateur de transport du gaz en France. Il dispose de 5 135 km de gazoducs soit, 15 % des gazoducs du territoire français.

Teréga est également un acteur du stockage. Il dirige les sites de Lussagnet dans les Landes et d’Izaute dans le Gers. Comme il l’explique sur son site internet « Les deux sites souterrains de Lussagnet et Izaute concentrent près d’un quart des capacités françaises en stockage souterrain de gaz naturel. Ils alimentent l’ensemble de notre réseau ainsi qu’une partie des autres réseaux français. »

En conclusion, le transport du gaz est un maillon essentiel de la chaîne du gaz mais relativement éloigné des consommateurs particuliers. Il est en effet rare, que ceux-ci aient des interactions directes avec les transporteurs. En général, ils sont contact en avec un fournisseur qui assure la partie commerciale de leur contrat d’énergie et avec GRDF ou une ELD pour ce qui concerne les coupures de gaz, les raccordements et les problèmes sur le compteur de gaz.

D’autres questions sur ce sujet ?

• Le gaz de ville est-il disponible dans n’importe quelle zone géographique ?
• Quels sont les différents types de gaz ?
• De quoi est composé le gaz naturel ?
• Comment se forme le gaz naturel ?
• Pourquoi dit-on que le gaz est “naturel” ?