Quels sont les futurs investissements pour le réseau de gaz en France ?

Avant d’arriver chez vous, le gaz effectue un long périple : production ; transport ; stockage ou distribution ; fourniture. ✈️ Voyons cela de plus près !

Le gaz naturel n’est pas made in France 🇫🇷: 98 % du gaz naturel (une énergie fossile) est importé. La production de gaz a lieu dans les pays dont les sous-sols (puits terrestres) sont riches en hydrocarbures tels que la Norvège (48 %), la Russie (13 %), les Pays-Bas (12 %) ou l’Algérie (11 %), nos quatre principaux fournisseurs.(*)

Toutefois, le biométhane est un produit “du terroir” 🥖puisqu’il est produit dans nos usines de biométhane locales ! Le biométhane, c’est ce gaz vert produit à partir de déchets organiques (ordures ménagères, déchets agricoles ou industriels), qui sert à la fois de combustible et de carburant. 

Pour acheminer le gaz naturel extrait à l’étranger jusqu’en France, il faut des moyens de transport colossaux : cela se passe soit par bateau (via des méthaniers) soit sous terre (via des gazoducs).

Les méthaniers sont des navires qui peuvent contenir des quantités considérables de gaz naturel liquéfié (GNL), c'est-à-dire refroidi à -160 degrés. Une fois arrivé à bon port (badum tss ! 🥁), le GNL est regazéifié puis distribué.

Les gazoducs sont quant à eux des tuyaux enfouis sous terre qui permettent de faire circuler le gaz naturel d’un point A à un point B. Une station de compression comprime le gaz à environ 80 bars pour qu’il puisse circuler à environ 30 km/h sur des milliers de km !

Une fois arrivé en France, le gaz naturel est géré par deux Gestionnaires de Réseau de Transport (GRT) : 

Grâce à ces deux gestionnaires de réseau de transport (GRT), le gaz est acheminé jusqu’aux réseaux de distribution ou placé dans des zones de stockage. GRTGaz et Terega ont aussi pour mission d’entretenir le réseau de gazoduc et de développer le réseau existant afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement.

Le stockage du gaz naturel est assuré par deux opérateurs de stockage : 

Stocker du gaz naturel est une étape cruciale puisque la France importe la quasi-totalité de sa consommation. En cas de baisse de l’approvisionnement, nous dépendons fortement du bon vouloir de nos fournisseurs. Il nous faut donc effectuer des réserves (comme les écureuils avec les noisettes 🐿️) pour passer l’hiver sereinement, où la demande est plus élevée. C’est le rôle des zones de stockage : le gaz est placé dans des sites en attendant d’être distribué.

En parlant de distribution, quand le gaz naturel n’est pas stocké, il est acheminé jusqu’aux unités de distribution pour être ensuite livré au client final.

Le principal gestionnaire du réseau de distribution de gaz en France est GRDF (Gaz Réseau Distribution France). L’entreprise opère sur 95 % du territoire : elle distribue le gaz à plus de 11 millions de client-e-s grâce à son réseau de 201 716 km de canalisations (ce qui en fait le plus grand réseau de gaz d’Europe !), quel que soit leur fournisseur.(**)

Sur les 5 % restants du territoire, ce sont les ELD (les entreprises locales de distribution) qui gèrent la distribution du gaz. On en compte 26 en France, les plus connues sont Gaz de Bordeaux, Alterna ou Antargaz. Elles sont gérées par les collectivités.

Lorsqu’il circulait dans les gazoducs, le gaz était maintenu à une pression d’environ 40 bars. Pour circuler dans le réseau de distribution et être exploité pour un usage domestique, sa pression est abaissée à 4 bars.(*) Et hop, c’est reparti pour un tour ! 🎠

Pour bien comprendre les futurs investissements pour le réseau de gaz en France, il faut connaître les différents types de gaz injectés dans le réseau : 

Comme expliqué plus haut, 90 % du gaz naturel qui circule en France est à haut pouvoir calorifique (H). Un petit village résiste encore et toujours à l'envahisseur ⚔️ : il s’agit du nord de la France, encore alimenté en gaz B (bas pouvoir calorifique).

Or, à partir de 2030, les contrats d’approvisionnement en gaz naturel conclus entre la France et les Pays-Bas, qui fournissent ce gaz B, prennent fin. En cause : l’épuisement de la principale réserve de gaz naturel de Groningue.

Il faut donc prévoir de convertir le gaz B en gaz H dans les départements de la Somme, du nord et du Pas de Calais ! Et cela représente un sacré investissement. Les travaux ont commencé en 2020 et sont toujours à l’ordre du jour en 2023.

En effet, dans sa délibération du 20 janvier 2022 portant approbation du programme d’investissements pour l’année 2022 de GRTgaz, la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) rappelle l’approbation du budget nécessaire à la conversion du gaz B en gaz H. Le coût à terminaison est estimé à 31,4 M€ pour la phase 1. (***)

Nous l’avons dit, le biométhane est produit en France. Toutefois, il occupe une très petite place dans le mix énergétique : seulement 0,1 % de la consommation française de gaz.(****) Dommage pour une énergie aussi bénéfique pour la planète non ? 🌱

Heureusement, l’État s’est donné comme objectif de développer cette énergie renouvelable, décarbonée et qui permet la valorisation organique. La Loi de transition énergétique vers une croissance verte (LTECV) prévoit de porter le biométhane à 10% de la consommation en 2030. (*****) Pour cela, il faut investir dans le “rebours”.

Pour comprendre cette innovation, il faut d’abord savoir que la production de biométhane est stable, alors que sa consommation dépend de la saisonnalité. Par ailleurs, la plupart des sites de biométhane sont situés en zone rurale où la consommation de gaz est faible. Que faire de cet excédent de gaz non consommé ? 

Grâce au rebours, le surplus de biométhane présent dans le réseau de distribution (basse pression) est compressé pour remonter jusqu’au réseau de transport (haute pression) et ainsi être consommé dans une autre zone de consommation. Comme ça, pas de gâchis ! ♻️

Là encore, dans sa délibération du 20 janvier 2022, la CRE a validé l’investissement de nombreux postes de rebours. 

“En particulier, la CRE approuve les dépenses relatives à la réalisation de six ouvrages de rebours pour un montant total de 15,9 M€ et au lancement de cinq études de rebours pour un montant total de 0,75 M€.”

Enfin, le développement de l’hydrogène, cette énergie à faible empreinte carbone, requiert également des investissements pour le réseau de gaz. 

Le projet Jupiter 1000 (chouette nom pour un projet non ? 😎), décidé en 2015 avec l’approbation et le soutien financier de la CRE, consiste en une installation industrielle située à Fos-sur-Mer qui transforme l’électricité renouvelable en hydrogène puis en méthane de synthèse : c’est ce qu’on appelle le power-to-gaz (ça aussi, ça claque ✨).

C’est GRTGaz qui a effectué depuis février 2020 les premiers tests d’injection d’hydrogène dans une artère du réseau de transport. Les travaux sont en cours d’achèvement et l’injection de méthane est prévue fin 2021. Dans sa délibération 2022, la CRE estime le coût à terminaison à 17,2 M€.

Les investissements pour le réseau de gaz sont donc très importants : ils permettent d’entretenir le réseau, d’assurer le bon approvisionnement en gaz auprès des client-e-s finaux, mais aussi de développer le gaz vert ! De beaux projets en perspective pour tous-tes les acteurs-ices en lien avec la gestion du réseau de gaz.