3.2 Stabilité du coût des infrastructures gazières

Les infrastructures gazières françaises permettent d’acheminer le gaz naturel, pour l’essentiel importé, vers les zones de consommation (figure 3.2.1).

La majorité du gaz naturel consommé en France est importé par gazoduc. Le système gazier est aujourd’hui doté de sept points d’interconnexion principaux, pour une capacité d’importation cumulée d’environ 2 350 GWh/j.

Les terminaux méthaniers permettent d’accueillir les cargaisons de gaz naturel liquéfié (GNL), importées par voie maritime, puis de regazéifier le GNL pour pouvoir l’injecter dans le réseau. Ils sont au nombre de quatre, répartis sur trois sites distincts : Fos Cavaou, Fos Tonkin, tous deux situés à Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne et Loon-Plage (Dunkerque). La société Elengy gère les terminaux de Fos Tonkin et Montoir-de-Bretagne, tandis que Fosmax LNG gère celui de Fos Cavaou, l’accès à ces trois terminaux étant régulé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le terminal de Loon-Plage, dont la mise en service commerciale a eu lieu en janvier 2017, est géré par Dunkerque LNG et bénéficie pour une durée de vingt ans d’une exemption totale à l’accès régulé des tiers et à la régulation tarifaire.

Figure 3.2.1 : infrastructures gazières françaises en 2019 (hors réseaux de distribution)

Sources : GRTgaz ; Storengy ; Teréga

Au sein du territoire métropolitain continental, les flux de gaz sont assurés par le biais d’un maillage des réseaux de transport et de distribution, fonctionnant en synergie avec des infrastructures de stockage de gaz naturel. La constitution de stocks de gaz naturel à proximité des zones de consommation lors de la période estivale permet de réduire les risques de saturation des réseaux et de répondre aux fortes consommations de gaz lors des périodes hivernales (cf. 2.3.2). Les 15 sites de stockage souterrain français, qui constituent ainsi des infrastructures essentielles pour assurer l’approvisionnement en gaz naturel du territoire, sont exploités par deux opérateurs : Storengy (neuf sites en nappes aquifères, trois en cavités salines, un en gisement épuisé) et Teréga (deux sites en nappes aquifères). Le réseau de gaz naturel permet l’acheminement proprement dit du gaz jusqu’aux points de livraison. Il se compose de deux niveaux. Le réseau de transport est constitué de gazoducs de grande capacité, connectés à ceux des pays limitrophes ainsi qu’aux sites de stockage et aux terminaux méthaniers. Il permet, en le comprimant à haute pression, de transporter le gaz naturel sur des distances élevées afin de l’acheminer aux réseaux de distribution et à quelques très gros consommateurs. Deux entreprises se partagent la gestion du réseau de transport : Teréga dans le sud-ouest de la France (5 100 km de réseau), GRTgaz pour le reste du territoire (32 500 km de réseau). Avant le 1er novembre 2018, l’équilibrage du réseau de transport de gaz naturel était assuré au sein de deux zones distinctes, connectées l’une à l’autre et correspondant aux places de marchés françaises. Depuis cette date, une place de marché unique couvre l’ensemble du territoire. Les réseaux de distribution permettent, quant à eux, d’acheminer le gaz naturel du réseau de transport jusqu’à la très grande majorité des consommateurs finaux. Un peu plus de 11 millions de consommateurs sont ainsi raccordés aux quelque 200 000 km de canalisations de distribution. GRDF assure la distribution de plus de 95 % du marché, 24 entreprises locales de distribution (ELD), ainsi que quelques autres sociétés, se répartissant le reste.

La rémunération des gestionnaires d’infrastructures pour leur mission d’acheminement du gaz aux consommateurs finaux sur le territoire français s’élève à 6,4 Md€ en 2019, en baisse de 0,3 % en euros constants par rapport à 2018 (figure 3.2.2). Elle correspond au coût des infrastructures gazières, répercuté sur le consommateur final, d’une part via les tarifs d’accès des tiers aux réseaux (de transport (ATRT) et de distribution (ATRD)) et aux terminaux régulés (terminaux méthaniers (ATTM)), fixés par la CRE, et d’autre part via les tarifs liés aux sites de stockage, déterminés lors d’enchères dans des conditions définies par la CRE depuis la réforme de l’accès des tiers aux stockages de gaz naturel du 1er janvier 2018. Cette rémunération exclut donc les prestations facturées entre les différents gestionnaires d’infrastructures ainsi que les recettes liées au transport du gaz transitant par le territoire national. En revanche, elle comprend la valeur des pertes physiques de gaz sur les réseaux, qui sont achetées sur les marchés par les gestionnaires. Ces pertes s’élèvent à 5,5 TWh en 2019, en légère hausse de 0,4 % par rapport à 2018, représentant une charge de 75 M€ pour les gestionnaires (figure 3.2.3). Celles-ci étant à peu près proportionnelles aux quantités de gaz transitant par les réseaux, leurs variations d’une année sur l’autre suivent celles de la demande intérieure. Les gestionnaires ont ainsi perçu une rémunération, nette de la valeur de ces pertes, d’environ 6,3 Md€ en 2019, en hausse de 0,6 % en euros constants par rapport à 2018, pour financer le développement, la maintenance et l’exploitation des infrastructures gazières ainsi que les missions associées (figure 3.2.4). Cette rémunération, qui a crû de 1,6 % en moyenne annuelle en euros constants depuis 2011, tend à se stabiliser depuis 2016. Le réseau de transport et ceux de distribution représentent respectivement 28 % et 54 % de ces coûts d’infrastructures en 2019, contre 11 % pour les sites de stockage souterrain et 7 % pour les terminaux méthaniers.

Figure 3.2.2 : rémunération des gestionnaires d’infrastructures gazières

En M€2019

	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Réseau de transport	1 523	1 573	1 663	1 793	1 781	1 858	1 836	1 822	1 812
dont pertes	75	57	102	77	73	46	58	68	42
Réseaux de distribution	2 924	3 042	3 390	3 147	3 300	3 522	3 459	3 445	3 434
dont pertes	52	63	71	44	44	33	39	49	28
Sites de stockage souterrain	919	825	642	700	721	658	548	694	683
dont pertes	10	14	14	9	7	6	4	11	6
Accès aux terminaux méthaniers	327	335	338	336	333	331	439	457	471
Total	5 692	5 775	6 033	5 976	6 133	6 370	6 282	6 418	6 400
dont pertes	137	134	187	130	124	84	101	128	75
Total hors pertes	5 555	5 642	5 846	5 847	6 010	6 285	6 181	6 290	6 325

Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE

Figure 3.2.3 : pertes sur les réseaux de gaz naturel (y compris pertes de stockage)

	2015		2016		2017		2018		2019
	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019
Réseau de transport	3,5	73	3,1	46	3,2	58	2,9	68	3,1	42
Réseaux de distribution	2,1	44	2,2	33	2,2	39	2,1	49	2,0	28
Sites de stockage souterrain	0,3	7	0,4	6	0,2	4	0,5	11	0,4	6
Total	6,0	124	5,7	84	5,6	101	5,5	128	5,5	75

* PCS : pouvoir calorifique supérieur.
Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE

Figure 3.2.4 : rémunération des gestionnaires d’infrastructures gazières (hors valeur des pertes physiques)

Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE

Outre le grisou, du biométhane, obtenu par épuration de biogaz, est injecté dans les réseaux de gaz naturel depuis 2012 (figure 3.2.5). Si les volumes concernés demeurent relativement faibles, ils progressent néanmoins rapidement avec le développement de la filière, doublant en moyenne chaque année. En 2019, 1 235 GWh ont ainsi été injectés sur les réseaux, soit près du double de l’année précédente, pour un coût de 128 M€ et un surcoût, par rapport à l’achat de gaz naturel, de 111 M€. En fin d’année 2019, 123 installations, d’une capacité d’injection de 2 204 GWh/an, sont raccordées aux réseaux de gaz naturel, tandis que 1 085 projets supplémentaires, représentant une capacité de près de 24 TWh/an, sont en cours de développement.

Figure 3.2.5 : injections de biométhane

	2015		2016		2017		2018		2019
	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019	En TWh PCS*	En M€2019
Injections de biométhane	0,1	9,2	0,2	22,5	0,4	41,3	0,7	73,9	1,2	127,6
dont subvention	-	7,5	-	19,2	-	33,9	-	57,1	-	111,2

* PCS : pouvoir calorifique supérieur.
Source : calculs SDES, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, CRE