Neutralité carbone : quel avenir pour les infrastructures gazières du pays ?

publié le 30/06/2023 | mis à jour le 30/06/2023 | par Julien Reynaud

Infrastructures gazières : de quoi parle-t-on ?

Les infrastructures gazières englobent l’ensemble des moyens d’approvisionnement, de stockage de transport et de distribution du gaz naturel qui permettent de l’acheminer jusqu’au compteur de chaque abonné.

L’approvisionnement en gaz naturel

D’après le dernier rapport des chiffres clés de l’énergie édité en 2022 par le Ministère de la Transition énergétique, la consommation de gaz naturel en France s’est élevée à 472 TWh en 2021, tout secteur confondu. La plus grande partie de ce gaz est importé de l’étranger via des terminaux méthaniers ou depuis les grands réseaux de transport transfrontaliers.

Les interconnexions gazières

Les interconnexions gazières avec les grands réseaux de transport gaziers européens constituent la première source d’approvisionnement du pays en gaz naturel. Ces grands gazoducs enterrés couvrent environ les deux tiers des capacités journalières d’importation. La France possèdent 7 grands points d’interconnexion avec ses voisins, à savoir :

• à Dunkerque, avec l’arrivée du gazoduc sous-marin de Franpipe qui achemine du gaz naturel directement depuis les champs de production situées en Norvège,
• à Taisnières, dans le Nord, avec deux points d’interconnexion avec le réseau belge ;
• à Obergailbach, en Moselle, avec un point d’interconnexion avec le réseau allemand ;
• à Oltingue, dans le Haut-Rhin, avec un point d’interconnexion avec le réseau suisse ;
• à Larrau et Biriatou, dans les Pyrénées-Atlantiques, avec deux points d’interconnexion avec le réseau espagnol.

Les interconnexions gazières avec nos voisins fonctionnent dans les deux sens. Elles sont gérées par GRTgaz et Terega sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Les terminaux méthaniers

Les terminaux méthaniers assurent le tiers restant des importations de gaz en France. Ils accueillent des navires méthaniers qui acheminent le gaz naturel depuis les pays producteurs (Algérie, Nigéria, etc.) sous forme de GNL (Gaz naturel liquéfié) à une température inférieure à -161 °C. Ce GNL est ensuite regazéifié pour pouvoir rejoindre le réseau de transport ou conservé sous forme liquide pour des usages plus spécifiques (transport, procédés industriels, etc.).

On compte 4 terminaux méthaniers en France, à savoir :

• à Fos-sur-Mer, dans les Bouches-du-Rhône, avec le terminal de Fos-Tonkin détenu par Elengy, filiale d’Engie, et celui de Fos-Casaou codétenu par Total et Elengy ;
• à Montoir-de-Bretagne, en Loire-Atlantique, détenu par Elengy ;
• à Dunkerque, dans le Nord, détenu par LNG.

Grâce à ces 4 grands terminaux, la France est le premier importateur de GNL en Europe, loin devant l’Espagne et la Belgique. Cette source d’approvisionnement la rend moins dépendante que d’autres pays d’Europe continentale du gaz naturel en provenance de Russie notamment.

La production nationale

Concentrée dans le bassin Aquitain et provenant essentiellement du gisement de Lacq (qui fournissait il y a encore quelques décennies l’équivalent du tiers de la consommation nationale) l’extraction de gaz naturel en France est très marginale. Le combustible produit à Lacq n’est d’ailleurs plus injecté dans le réseau de transport. Il est uniquement utilisé sur place pour des applications industrielles. Seul du gaz de mine issu d’anciennes galeries minières du Nord-Pas-De Calais est encore injecté dans le réseau de transport, à hauteur de 0,3 TWh/an (chiffres 2021).

Depuis 2012, du biogaz issu de la méthanisation de matières organiques est également produit et injecté dans le réseau. Fin 2021, on comptait 365 installations de production de biogaz raccordées au réseau représentant une capacité totale d’injection de 6,4 TWh/an, soit environ 1,35 % de la consommation nationale. Selon le Ministère de la Transition écologique, 940 projets sont en cours de développement et devraient porter à court terme cette capacité d’injection dans le réseau de biométhane à 19 TWh/an, soit environ 4 % de la consommation nationale.

Le stockage du gaz naturel

Remplis pendant l’été et vidés peu à peu pendant l’hiver pour équilibrer le réseau, les sites souterrains de stockage du gaz naturel sont un élément clé des infrastructures gazières. Directement reliés au réseau de transport et de distribution, ils permettent de sécuriser les approvisionnements. Ils jouent également un rôle stratégique pour garantir la souveraineté énergétique du pays. La crise de l’énergie de 2021 a d’ailleurs démontré toute leur importance.

On compte en France 15 sites de stockage souterrain de gaz naturel répartis sur l’ensemble du territoire. 13 sont gérés par Storengy, une filiale d’Engie, pour un volume total de 99 TWh. Les 2 derniers sont gérés par le consortium Snam-CIG-EDF-CAA pour un volume total de 33 TWh. Ces sites de stockage souterrains occupent des nappes aquifères ou de grandes cavités salines naturelles. Ils peuvent emmagasiner l’équivalent d’un peu moins du tiers des besoins annuels en gaz du pays.

Le réseau de transport de gaz naturel

Le réseau de transport permet d’acheminer le gaz naturel depuis les points d’interconnexion frontaliers, les terminaux méthaniers et les sites de production de biométhane jusqu’aux sites de stockage souterrain et aux points de livraison qui le relient au réseau de distribution.

Ce réseau est constitué de grandes canalisations enterrées dans lesquelles le gaz circule sous pression pour conserver une vitesse suffisante (autour de 40 km/h) et éviter les déperditions. Cette mise sous pression du combustible est effectuée par des stations de compression. Ces dernières sont installées sur le réseau principal, tous les 150 km environ. Elles permettent de maintenir le gaz à une pression comprise entre 65 et 95 bars. On en compte 26 au total sur tout le territoire.

Le réseau de transport, qui constitue en quelque sorte les « autoroutes » du gaz, est géré par deux grands opérateurs dans le cadre d’une missions de service public, à savoir :

• GRTgaz, filiale détenue par Engie à 75%, qui exploite 8346 km de réseau principal et 23974 km de réseau régional ;
• TIGF, ancienne filiale de Total détenue par le consortium Snam-GIC-EDF-CAA, qui exploite 1150 km de réseau principal et 3950 km de réseau régional.

Ce grand réseau national de transport du gaz naturel est géré sous la supervision de la CRE. Il fait régulièrement l’objet de travaux de maintenance et d’agrandissement comme le doublement en 2016 du tronçon raccordant le terminal méthanier de Dunkerque au cœur du réseau.

Le réseau de distribution de gaz naturel

Étendu sur près de 200 000 km, le réseau de distribution permet d’acheminer le gaz naturel jusqu’à son lieu de consommation, chez les particuliers, les professionnels et les entreprises. Il est géré par GRDF sur 96% du territoire et par 22 entreprises locales de distribution (ELD) sur les 4% restant. Cet immense réseau couvre environ 9500 communes sur les 36 000 que compte le pays. Il permet à 77% de la population d’avoir accès au gaz naturel à leur domicile.

Tous les ans, de nouvelles communes continuent d’y être nouvellement raccordées.

Les dispositifs de comptage

Également gérés par GRDF ou par des ELD sur les territoires concernés, les compteurs de gaz marquent l’extrémité des infrastructures gazières du pays. Propriété de la collectivité, ils sont à la frontière entre le domaine public et les installations intérieures privatives de cette énergie. Ces dispositifs de comptage ont pour principale fonction de mesurer les index de consommation et permettent aux fournisseurs d’établir les factures de leurs abonnés.

Débuté en 2015, le déploiement des nouveaux compteurs communicants Gazpar devrait s’achever courant 2023. À terme, la totalité des 11 millions d’anciens compteurs mécaniques sera remplacée par ces nouveaux modèles qui permettent notamment au gestionnaire du réseau de relever les index de consommation à distance. Pour les abonnés, Gazpar est également censé les aider à mieux comprendre et à mieux optimiser leur consommation de gaz.

Quel sera le niveau de consommation de gaz à horizon 2050 ?

L’Europe et la France se sont fixées comme objectif commun d’atteindre la neutralité carbone en 2050. Concrètement, nous devrons parvenir à cette date à ne pas émettre chaque année plus de carbone que ce que les forêts et les océans sont capables d’en capter. Cet objectif implique une transformation profonde de notre mix énergétique. La part des énergies d’origine fossile, comme le gaz naturel, devra notamment être très significativement réduite.

Pour anticiper l’impact sur les infrastructures gazières du pays de la neutralité carbone et les conséquences d’une réduction de la consommation de gaz naturel, la CRE a été chargée par la Direction générale de l’énergie et du climat d’étudier différents scénarios. Ces derniers se basent sur une estimation des niveaux de production et de consommation de gaz à horizon 2030 et 2050, avec comme contrainte d’avoir intégralement remplacé le gaz naturel par du biogaz en 2050.

La CRE s’est penché sur 3 scénarios en particuliers. Les deux premiers sont directement issus des travaux de l’ADEME, l’Agence pour la transition écologique. Le troisième repose sur des projections faites par les gestionnaires des réseaux de transport et de distribution.

Ces scénarios proposent des évolutions différentes mais s’inscrivent tous dans l’objectif de neutralité carbone en 2050. Ils prévoient donc tous une baisse importante de la consommation global de gaz et l’arrêt total de l’importation et de la consommation de gaz d’origine fossile.

Le scénario 1, le plus ambitieux en matière de transition, prévoit une baisse de la consommation de gaz de plus de 65% en 2050 par rapport à ce qu’elle était en 2021. Pour continuer à satisfaire la demande sans aucune importation de gaz naturel, la production nationale de biogaz devra alors être multipliée par 25 sur la même période. Avec l’hypothèse haute, les besoins en biogaz seront encore plus importants, 50 fois plus élevée que la production actuelle.

De manière générale, les trois scénarios prévoient une baisse importante de la consommation et une augmentation exponentielle de la production de biogaz pour pouvoir continuer à répondre à la demande, si contenue soit-elle. L’impact sur les infrastructures gazières sera réel, ne serait-ce que pour raccorder au réseau les centaines de nouvelles installations de production de biogaz qui vont devoir être mises en service dans les années qui viennent.

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Quelles conséquences pour les infrastructures gazières du pays ?

Quel que que soit le scénario envisagé, la baisse importante de la consommation et la substitution intégrale du gaz naturel par du biogaz à horizon 2050 auront des effets importants sur les infrastructures gazières du pays, mais peut-être pas autant qu’on pourrait se l’imaginer.

Les réseaux de transport devront notamment être renforcés et étendus pour pouvoir raccorder les nouvelles installations de production de gaz vert qui devraient fleurir un peu partout sur le territoire dans les deux prochaines décennies. Mais paradoxalement, l’objectif de neutralité carbone ne devrait pas bouleverser de fond en comble le système gazier tel qu’on le connaît aujourd’hui.

Maintien, disparition ou mutation des terminaux gaziers ?

La baisse drastique de la consommation de gaz à horizon 2050 et, surtout, le remplacement du gaz naturel d’origine fossile par du biogaz produit localement devraient en principe porter un coup fatal aux grands terminaux méthaniers de Dunkerque et de Fos-sur-Mer.

Toutefois, les différents scénarios envisagés par la CRE envisagent bel et bien leur maintien jusqu’en 2040, voire au-delà, et ce pour au moins deux principales raisons :

• permettre de continuer à sécuriser nos approvisionnements à moyen terme ;
• répondre aux besoins de nos voisins européens en terme de GNL.

Pour autant, le maintien en l’état de grands terminaux méthaniers semble incompatible à long terme avec la fin programmée des importations de gaz naturel. Certains acteurs du secteur envisagent déjà d’offrir à ces installations une nouvelle vie. Les terminaux méthaniers pourraient notamment avoir une utilité pour le captage et le stockage de CO2 ou pour l’importation et la transformation d’autres molécules à l’état liquide (hydrogène, éthanol, etc.).

La question de l’intégration des gaz verts

L’intégration des gaz verts et le raccordement au réseau des unités de production constitue sans doute l’un des plus grands défis auxquels seront confrontées les infrastructures gazières du pays dans les années à venir. Au total, la CRE prévoit qu’il faudra investir de 6 et 10 milliards d’euros selon le scénario retenu pour adapter le réseau. Ces investissements concernent principalement :

• le raccordement des sites de production (pour près des 3/4 des sommes investies) ;
• le renforcement des réseaux de transport et de distribution (maillage et rebours).

S’ils peuvent sembler importants, ces investissements ne représentent en définitive que 200 à 300 millions d’euros par an. Ce montant reste très raisonnable comparé aux investissements actuels dans les infrastructures gazières du pays (ils dépassent le milliard d’euros par an, hors dispositif de comptage). Des économies d’échelle devraient également être rendues possibles avec l’avancée des travaux d’adaptation. Le raccordement d’un nouveau site de production, par exemple, nécessitera une extension du réseau qui bénéficiera par la suite à d’autres installations.

L’évolution des réseaux de transport

Malgré la baisse des consommations de gaz naturel, le réseau de transport et ne devrait pas subir d’importantes modifications. Les adaptations les plus importantes devraient concerner le réseau de transport principal. LA CRE estime qu’on pourra se passer en 2050 de 3 à 5% des canalisations de transport existantes et de 7 stations de compression (sur 26).

Même avec l’intégration du gaz vert et une production répartie de façon relativement homogène sur l’ensemble du territoire, le réseau de transport restera indispensable malgré la baisse de la consommation. Il permettra notamment de :

• compenser le déséquilibre géographique et temporel entre les sites de production et les lieux de consommation ;
• répondre en temps réel au besoin de flexibilité ;
• maintenir l’interconnexion avec les réseaux des pays voisins.

Pour ce dernier point, il faut prendre en considération le fait que le réseau français occupe une situation centrale dans le système gazier européen. Les flux transfrontaliers continueront donc à être importants. Ils nécessiteront de maintenir un réseau national sur-dimensionné par rapport aux besoins seuls du pays, et ce quel que soit le scénario de réduction des consommations.

L’évolution du réseau de distribution

Le réseau de distribution, quant à lui, conservera a priori les mêmes proportions que celles qu’on lui connaît aujourd’hui. Même si la baisse de la consommation pourrait s’accompagner d’un baisse du nombre d’abonnés, le réseau ne devrait pas être amputé de manière significative.

Techniquement, il faudrait que l’ensemble des abonnés de tout un secteur décident de sortir du gaz au même moment pour justifier l’abandon et la mise hors service d’un pan entier du réseau. Le nombre de kilomètres du réseau restera donc comparables en 2050 à ce qu’il est en 2023.

L’évolution des capacités de stockage

Avec le gaz naturel d’origine fossile, en cas de pic de consommation, il suffit d’augmenter les importations pour satisfaire la demande. Les infrastructures de stockage ont alors un rôle plus stratégique qu’opérationnel en permettant surtout un équilibrage ponctuel du réseau.

Avec le gaz vert, qui est censé remplacer peu à peu le gaz naturel, la situation est très différente. Sa production est constante sur l’année. Lors des pics de consommation, l’hiver, il y a un décalage entre le niveau production et la demande. Les grands réservoirs de stockage prennent alors un nouveau rôle. Ils doivent être capable de stocker le surplus de production pendant l’été et d’emmagasiner suffisamment de gaz pour éviter la panne sèche pendant l’hiver.

Toutefois, avec une baisse totale de la consommation évaluée de 18 à 67 % à horizon 2050 selon les différents scénarios retenus par l’ADEME et les gestionnaires des réseaux de transports, le parc actuel devraient être largement suffisamment pour cette nouvelle fonction. Ses capacités devraient lui permettre de couvrir des volumes plus que nécessaires à la modulation saisonnière. Certains réservoirs devenus inutiles pourront même être convertis à d’autres usages.

La véritable crainte de la CRE concernant les réservoirs n’est pas tant de ne pas avoir assez de gaz l’hiver mais plutôt de ne plus savoir où le stocker après une succession d’hivers doux.

Neutralité carbone en 2050 : quelles conséquences pour les consommateurs de gaz ?

En 2050, quel que soit le scénario envisagé par la CRE, il sera toujours possible en pratique de se chauffer, de cuisiner ou de produire de l’eau chaude au gaz. En revanche, si l’objectif que s’est fixé la France en matière de neutralité carbone est atteint, 100% de l’énergie qui circulera dans les infrastructures gazières du pays sera d’origine renouvelable. Pour le consommateurs, rien ne changera, le gaz vert ayant exactement les mêmes propriétés que son alter ego d’origine fossile.

Des changements d’usage du gaz

La baisse globale de la consommation attendue pour 2050 s’accompagnera nécessairement d’importants changements d’usage du gaz. Les chaudières au gaz, par exemple, qui ne sont plus éligibles aux aides à l’installation depuis le 1er juillet 2021, auront sans doute été en grande partie remplacées par des pompes à chaleur. De même, pour la production d’eau chaude sanitaire, les chauffe-eau solaires se seront probablement largement démocratisés.

Toutefois, le gaz continuera à garder son utilité dans le système énergétique. Il jouera notamment un rôle d’énergie d’appoint pour de nombreux systèmes hybrides fonctionnant à la fois au gaz et à l’électricité. Certaines pompes à chaleur commercialisés aujourd’hui s’appuient d’ailleurs déjà sur cette technologie. Face à l’intermittence des énergies renouvelables et à la difficulté de stocker l’électricité, le gaz vert restera une alternative accessible sur une grande partie du territoire.

Avec sa capacité à être facilement emmagasiné et acheminé d’un bout à l’autre de la France en utilisant les infrastructures gazières existantes, le biogaz trouvera aussi sans doute des usages complètement nouveaux. La mobilité collective ou le stockage de l’électricité, qui utilise des technologies power-to-gaz, pourraient par exemple lui offrir de nouveaux débouchés. En tout état de cause, cette ressource aura toute sa place dans le mix énergétique décarboné des années 2050.

Complémentarité des réseaux électrique et gazier

Les réseaux gaziers et électriques ont été conçus chacun de leur côté, sans véritable stratégie concertée. L’objectif de neutralité carbone à horizon 2050 va changer les choses. Les différents gestionnaires concernés vont devoir penser à une véritable complémentarité entre les deux réseaux pour faciliter la transition énergétique. Le recours au gaz doit en effet permettre d’accompagner la montée en charge du réseau électrique qui sera de plus en plus sollicité au fil du siècle.

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