Dans le cadre de la préparation de la nouvelle Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE), la Direction Générale de l’Énergie et du Climat (DGEC) a sollicité la Commission de Régulation de l’Energie (CRE)....
Dans le cadre de la préparation de la nouvelle Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE), la Direction Générale de l’Énergie et du Climat (DGEC) a sollicité la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) pour réaliser une étude sur l’évolution des infrastructures gazières en fonction des objectifs de neutralité carbone à l’horizon 2050(1). Comment les réseaux évoluent-ils pour s’adapter à la production de gaz verts, à la diminution de consommation, mais également à de nouveaux écarts saisonniers entre production de gaz vert et consommation vers des secteurs d’activité plus ciblés ? Des problématiques de renforcement de réseaux à certains endroits se dessinent, tandis qu’à d’autres, des nouveaux lieux de production sont à intégrer, des portions d’actifs sont à délaisser et de nouveaux lieux de stockage sont à créer ou renforcer. Au bilan qu’en est-il ?
La CRE base son étude sur une fourchette de 3 hypothèses : le scénario bas de l’ADEME avec 165 TWh de consommation de gaz en 2050, le scénario médian à 245 TWh et un scénario construit par les gestionnaires de réseaux à 320 TWh. La CRE complique l’exercice par rapport aux travaux de l’ADEME en tablant sur un équilibre production-consommation en 2050, là où l’ADEME gardait un talon d’importation oscillant entre 7 et 12%.
L’étude montre que l’adaptation des réseaux pour accueillir les gaz décarbonés nécessitera des investissements compris entre 6 et 10 Md€ d’ici 2050, soit 200 à 300 M€ annuel, à comparer à la valeur des actifs estimés à 27 Md€ (Regulated Asset Basis).
Les écarts entre production et consommation varient selon les régions : ainsi les Hauts-de-France, malgré leur avance sur la production de gaz verts accuseront un écart négatif de 9,6 TWh en raison de la forte demande industrielle, alors que la Normandie voisine aura un solde positif de 13,3 TWh : on le voit, les réseaux gardent leur pertinence pour que l’excédent saisonnier de production de gaz vert puisse remonter les étages de pression supérieurs de réseau, être acheminé vers d’autres régions ou être stocké.
C’est essentiellement à partir de 2040 que le coût d’investissement par MWh injecté devrait décroître à la faveur des premières extensions qui bénéficieront aux installations suivantes mais aussi à la diffusion des technologies de pyrogazéification, gazéification hydrothermale et méthanation dont les débits plus importants viendront optimiser les coûts de raccordement. Certains actifs pourront être libérés mais ne représente que 3 à 5% des canalisations (lignes doublées) et concernent 7 stations de compression du territoire national.
Dans la mesure où la France continuera à être un maillon essentiel du réseau gazier européen, les flux générés par le transit avec nos voisins nécessiteront de conserver un réseau surdimensionné par rapport aux seuls besoins nationaux. Le stockage paliera les besoins de pointe et aléas pluriannuels. Certains salins pourront cependant être convertis pour le stockage de l’hydrogène après 2030.
D’une manière générale, c’est désormais la production et le volume de gaz injecté qui est le facteur dimensionnant des réseaux. Sur le plan distribution, en zone urbaine, l’abandon de certains actifs conduit à mieux coordonner développement des réseaux de chaleur et usages locaux de gaz. Il s’agira moins d’interdire l’usage de gaz globalement que localement, là où des réseaux de chaleur urbain peuvent prendre le relais.
Reste la question des terminaux méthaniers puisque l’enjeu à 2050 est d’aboutir à un équilibre entre production et consommation. L’analyse montre, hors transit de gaz avec nos voisins, que les importations devront être divisées par 2 en 2030 et par 4 en 2040 par rapport à 2020. Les terminaux gardent cependant une valeur assurantielle en contribuant à la résilience du système énergétique français face aux aléas climatiques ou aux risques d’indisponibilité du parc de production électrique. Les terminaux méthaniers sont appelés néanmoins à se diversifier au travers d’une activité dite « small scale » d’approvisionnement de détail en GNL, mais également par le stockage de CO2 et le développement d’importation de nouvelles molécules bas-carbone : hydrogène, méthanol, ammoniac, …
