A quoi ressembleront les réseaux de gaz en 2050 si la France tient son objectif de neutralité carbone ? A la demande du gouvernement, dans le cadre de la préparation de la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a lancé ses experts pour répondre à la question. Le 4 avril, l'organisme a publié un rapport prenant en compte trois scénarios de production et de consommation de méthane aux horizons 2030 et 2050. Le rapport ne s’intéresse qu’à la marge à la question de l’hydrogène.
Les deux scénarios les moins-disants, proposés par l’Ademe, tablent respectivement sur une consommation de gaz 165 et 240 TWh en 2050, contre 450 TWh en données corrigées actuellement. Le troisième, produit par les gestionnaires de réseau, prévoit une consommation de 320 TWh. Dans tous les cas, à cet horizon, pour que la France soit neutre en carbone, «en 2050, on consommera beaucoup moins de gaz et uniquement du méthane produit sur le territoire», rappelle Emmanuelle Wargon, la présidente de la CRE. Une variante avec un volet d’importation a néanmoins été quand même étudiée, au cas où le déploiement de la production de gaz renouvelables irait moins vite que prévu.
3 à 5% de canalisations de transport en trop
Aura-t-on alors toujours besoin des 37 000 km de réseau de transports de GRTgaz et Terega et des quelques 220 000 km de réseaux de distribution de GRDF et des distributeurs locaux ? A peu de chose près, "oui", répond la CRE. Hormis quelques canalisations doublant actuellement les réseaux de transport, dont certaines pourraient être converties à l’hydrogène, sept stations de compressions et quelques bouts de lignes du réseau de distribution, soit entre 3 et 5%, des réseaux actuels, les autres canalisations resteront utilisées. D’autant plus que la France restera une zone de transit du gaz pour ses voisins.
Certes, il faudra investir entre 6 et 9,7 milliards d’euros d’ici à 2050 selon les scénarios pour intégrer et stocker le gaz renouvelable produit un peu partout dans les territoires. Mais cela ne représente qu’entre 200 et 300 millions d’euros par an, ce qui reste raisonnable comparé au 1,3 milliard déjà dépensé tous les ans par les gestionnaires du réseau. Et après 2040, les coûts d’adaptation du réseau devraient diminuer.
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Des cavités de stockage convertibles à l'hydrogène
Si les besoins de stockage sont moindres, il n’y a pas d’urgence à décider, entre cavités salines et aquifères, lesquelles seront conservées pour le gaz et lesquelles pourront servir à l’hydrogène, estime la CRE. «Toute conversion avant 2030 semble imprudente quel que soit le scénario retenu», estime même la CRE. Les terminaux de liquéfaction du GNL resteront nécessaires. «Leur modèle économique est assuré jusqu’en 2040», explique Anne-Sophie Dessillons, directrice adjointe direction des réseaux de la CRE. Mais il ne devrait pas avoir besoin de prolonger au-delà des cinq ans prévus le terminal flottant de TotalEnergies au Havre, ni d’en installer d’autres.
Enfin, la CRE estime que localement, il sera nécessaire de mieux articuler le déploiement des réseaux de chaleur avec celui du gaz, quitte à interdire ce dernier dans certains quartiers. Forte de ce travail prospectif, la CRE va entamer la révision des tarifs d’usage des réseaux de gaz. Il s’agit en effet dès maintenant de mettre en place les mécanismes qui permettront d’adapter les couts de gestion de réseau qui vont augmenter alors que le nombre de clients va mécaniquement diminuer. Rendez-vous fin 2023.
