Quel avenir pour les infrastructures gazières ?

La consommation de gaz est en baisse, tendance qui devrait s’accentuer dans les années à venir avec les objectifs de baisse des émissions de gaz à effet de serre. Dans le même temps, la production de biométhane doit progresser et l’hydrogène est présenté comme une option pour décarboner certains besoins en énergie. La CRE a donc réalisé un rapport sur l’avenir des infrastructures gazières afin d’apporter un éclairage quant aux effets sur les infrastructures gazières de différents scénarios de production et de consommation de gaz aux horizons 2030 et 2050. Ce rapport doit appuyer les réflexions menées dans le cadre de la prochaine Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE). Ses conclusions sont également prises en compte dans les travaux actuels de la CRE d’élaboration de la prochaine génération de tarifs gaziers.

La CRE s’est appuyée sur des modélisations et analyses fournies par les opérateurs d’infrastructures gazières (GRDF, GRTgaz, Teréga, Storengy, Elengy) en se concentrant sur le transport et la distribution de méthane. L’hydrogène n’est abordé que sous l’angle de la conversion éventuelle d’infrastructures gazières pour son transport et son stockage. Les possibilités de conversion se révèlent relativement faibles, notamment en matière de canalisations, en raison du besoin de maintenir une architecture de réseau permettant d’assurer la sécurité d’approvisionnement en gaz même dans des scénarios de forte baisse.

Les trois scénarios étudiés envisagent un volume de consommation de gaz en 2050 compris entre 165 TWh et 320 TWh et présentent tous la caractéristique d’offrir à cet horizon un bilan offre-demande équilibré à la maille France où l’ensemble des besoins serait satisfait par des gaz verts. Deux effets contraires ont été mis en évidence : l’adaptation à la hausse des réseaux pour accueillir une production de gaz vert répartie sur l’ensemble du territoire et la baisse des besoins d’acheminement vers les consommateurs.

Premier enseignement, les investissements nécessaires à l’accueil de la production de gaz décarboné sont estimés entre 6 et 9,7 Md€ d’ici 2050 selon les scénarios, soit un effort annuel compris entre 200 et 300 M€, niveau raisonnable au regard des coûts d’investissements actuels (1,3 Md€ par an). Les réseaux de distribution, largement renouvelés ces dernières années, resteront nécessaires pour l’essentiel. Peu de déclassements peuvent donc être envisagés, même si des optimisations locales pourront être recherchées. De même, le réseau de transport actuel restera en très grande partie nécessaire même en cas de baisse prononcée de la consommation. Les actifs « libérables » se concentrent sur des canalisations doublées, ils représentent entre 3 et 5 % des canalisations de transport, ainsi qu’au moins 7 stations de compression. En ce qui concerne les stockages, on s’attend à une modification de leurs profils de fonctionnement : la plus faible flexibilité de la production de gaz vert fait que le dimensionnement sera de plus en plus orienté par le besoin de soutirage à la pointe, qui devrait toutefois baisser de 18% à 67% à l’horizon 2050 en fonction des scénarios. Le parc de stockage devra donc être adapté, les adaptations dépendront à la fois des besoins des secteurs du gaz et de l’hydrogène, qui seront en concurrence pour l’utilisation des cavités salines, seules en mesure d’accueillir de l’hydrogène. Néanmoins la conversion devra être prudente en s'assurant que le système CH4 (méthane) peut se passer du stockage salin considéré et en s'appuyant sur un besoin de stockage H2 avéré. Toute conversion avant 2030 semble imprudente quel que soit le scénario retenu. Les grands terminaux méthaniers devraient rester nécessaires pour la sécurité d’approvisionnement et par solidarité européenne à moyen voire long terme. Ces terminaux bénéficient aujourd’hui de souscriptions à long terme qui ne doivent pas être remises en cause, ce qui risquerait de fragiliser leur financement. Priorité doit être donnée au développement de leur agilité.

Le rapport suggère également d’aborder les infrastructures gazières françaises dans une perspective élargie. En premier lieu, la France continuera à occuper une place importante dans le système gazier européen. Le transit de gaz pour les pays voisins nécessitera de conserver un réseau surdimensionné par rapport aux seuls besoins nationaux (maintenir entre 2 et 3 % des canalisations et un peu moins d’un quart des stations de compression). En deuxième lieu, il faut analyser finement les complémentarités avec les autres réseaux : une meilleure coordination au niveau local entre réseaux de chaleur et réseaux de distribution de gaz doit être recherchée dès aujourd’hui. L’imbrication entre les réseaux gaziers et électriques est également un sujet important, même s’il reste des zones d’incertitude selon l’évolution du mix électrique et des choix en matière de chauffage. Les conséquences d’un éventuel transfert massif de la pointe gazière vers le secteur électrique doivent être analysées lorsqu’il est question de l’avenir du gaz en France.