À l’occasion de sa conférence annuelle, Téréga a présenté un nouveau plan décennal pour sa transition énergétique baptisé «Gaïa 2035». Gestionnaire d’un réseau gazier d’environ 5000 kilomètres dans le sud-ouest de la France, le groupe a également annoncé de bons résultats financiers pour 2023 avec un chiffre d'affaires de 489 millions d’euros et un résultat net de 118 millions d’euros. L'an dernier, Teréga a bénéficié de la vente de l’ensemble de ses capacités de stockage et de l’arrivée de nouveaux clients. Voici les cinq points à retenir sur sa stratégie.
Les tensions baissent sur le gaz, l’hiver 2025 s’annonce calme
En 2023, Téréga a vu les volumes de gaz distribués sur son réseau baisser de 1% pour les industriels et de 7% pour le reste de ses clients. Le gestionnaire l’explique par des températures supérieures à la moyenne et les mesures de sobriété mises en place depuis 2022. Les flux de gaz de l'Espagne vers la France ont légèrement augmenté l'an passé avec 37,3 TWh importés (+6%) contre 14,4 TWh exportés (-33%).
Dans le même temps, les enchères entre opérateurs pour obtenir des volumes de stockage se sont envolées de 2,70 à 5,15€/Mwh entre 2022/2023 et 2023/2024. Teréga a ainsi dégagé 175 millions d’euros de revenus dont 5 millions d’euros qui viendront compenser la hausse des prix via le mécanisme du Compte de Régularisation des Charges et des Produits (CRCP). «Les opérateurs sont intéressés pour avoir du gaz en réserve parce que leurs projections à moyen terme indiquent que l’écart entre la mise en stockage du gaz et sa vente sera plus grand, indique Dominique Mockly, président-directeur général de Teréga. Le stockage permet aussi de mettre très rapidement des capacités sur le réseau sur des périodes qui peuvent être intéressantes pour le marché.»
À l’heure actuelle, les stockages de Teréga sont en cours de remplissage pour l’hiver prochain et atteignent 56% de leurs capacités. «Pour l’hiver qui arrive, on considère que si le gaz naturel liquéfié (GNL) est disponible comme il doit l’être, les tensions sur le marché liées à l’approvisionnement et au remplissage des stockages vont être assez faibles», anticipe le groupe.
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Investir dans l’après gaz naturel dès maintenant
«Il y a une tendance lourde de baisse de la consommation du gaz naturel», indique Dominique Mockly. Pour l’anticiper, Teréga se base sur le scénario «Territoires ajusté», également employé par GRDF. Selon ses prévisions, la consommation de gaz française doit passer de 398 à 235 TWh de 2023 à 2050. Avec moins de gaz vendu, une hausse des prix est prévisible pour le consommateur. C’est dans ce contexte que Teréga indique vouloir «faire des efforts sur [ses] coûts traditionnels et l’avenir de [ses] infrastructures».
Dans le cadre de son nouveau plan de transformation baptisé Gaïa 2035, le groupe prévoit ainsi 1,2 milliard d’euros d’investissements dans ce but entre 2024 et 2035. À l’heure actuelle, environ 10% de ces derniers (172 millions d’euros en 2023) sont fait dans des énergies décarbonées, le ratio doit passer à plus de 50% en 2035.
Le biométhane comme solution intermédiaire
En attendant le début de la production d’hydrogène dans des quantités industrielles à partir des années 2030, Teréga mise sur le biométhane pour alimenter son réseau. Le groupe compte dix sites d’injection raccordés pour capacité de 591 GWh par an, dont BioBéarn, le plus grand de France, lancé début 2023 par TotalEnergies à Mourenx (Pyrénées-Atlantiques). À l’heure actuelle, 3,2% du gaz du réseau de Teréga est d’origine renouvelable, avec un pic à 10,8% enregistré en août dernier.
Huit autres contrats de raccordement ont été signés et le groupe prévoit 50 à 60 sites opérationnels sur son réseau en 2035 pour une capacité annuelle de 1,5 TWh. «À l’horizon 2050 dans tous les scénarios, on est à 100% de gaz renouvelable, assure Dominique Mockly. La capacité de production dans le Sud-Ouest dépasse la consommation [parce que] l’industrialisation de la région est plus faible qu’ailleurs et les températures y sont plus élevées.» Pour adapter ses infrastructures, Teréga projette aussi la mise en service d’une dizaine de rebours, des installations qui permettent de re-comprimer le gaz.
Un potentiel important pour l’hydrogène dans le Sud-Ouest
Teréga met en avant le potentiel de production d’hydrogène relativement important en Occitanie et en Nouvelle-Aquitaine. Selon l’appel à manifestation d’intérêt que le groupe a lancé en 2023, 43 projets liés à l’hydrogène y ont été recensés. Les projections indiquent qu'ils pourraient répondre à 58% des objectifs de production nationaux soit 6,5 GW en 2030 et 10 GW en 2035. «Aujourd’hui il y a toujours un débat en France sur la nature des besoins en hydrogène et la question de savoir si on doit le produire localement ou s’ouvrir [aux importations], indique le PDG de Teréga à L’Usine Nouvelle. La France a aussi été échaudée sur la notion d’hydrogène bas-carbone notamment issu de l’électricité nucléaire.» En interne, on souhaiterait que la stratégie française pour l’hydrogène soit précisée avec la retranscription des textes européens et l’établissement de modèles économiques viables avant la fin de l’année 2026, pour pouvoir tenir les objectifs liés à l'hydrogène en 2030.
Avec un budget de 1,2 milliard d’euros, le projet Hysow doit être l’épine dorsale de la stratégie hydrogène de Teréga. Il prévoit 600 km de canalisations d’une capacité de 16 TWh/an entre Marseille et Bordeaux en passant par Toulouse, la zone industrielle de Lacq et les ports de Bayonne et de Port-La-Nouvelle. En parallèle, plusieurs études ont été lancées pour la conversion de gazoducs existants vers l’hydrogène. «Toutes les options sont sur la table et nous n’avons pas de solution type, précise Dominique Mockly. Pour le projet Hysow on arrive par exemple à une répartition de 30% de canalisations existantes et 70% de nouvelles.»
En Méditerranée, Teréga avec Enagas et GRTGaz mènent un projet de corridor hydrogène entre la France et l’Espagne baptisé BarMar. Les études d’ingénierie préliminaires ont été annoncées au début de l’année et plusieurs tracés restent possibles pour la canalisation. Port-la-Nouvelle et Marseille sont évoqués, le choix se fera en fonction des infrastructures liées à l’hydrogène qui seront programmées, mais la cité phocéenne tient la corde pour l’instant.
La capture et le stockage du CO2 à l’étude
Autre axe important du plan décennal de Terega, la capture et le stockage du CO2 (CCUS) dans la région représente 1,2 milliard d'euros d'investissement. Teréga dénombre 30 projets dédiés sur place pour un potentiel de captation de 1 million de tonnes de CO2 industriel par an, soit 10% de l’objectif au niveau national. Le potentiel est même de 3 millions de tonnes si l’on compte le CO2 biogénique, issu de la biomasse naturelle ou agricole.
Le projet baptisé Pycasso comprend le développement d’infrastructures et l’accompagnement des projets. Plusieurs études sont en cours, l’une est menée par le groupe Repsol sur les infrastructures existantes, une autre par l’IFPen sur les risques sismiques dans la zone et la dernière concerne les qualités de stockage de CO2 du bassin géologiques. Ses résultats seront communiqués en septembre. Viendra ensuite une consultation publique en 2025 avant la mise en service des premiers sites espérée à l'horizon 2030.
