3.2 Baisse modérée du coût d’acheminement du gaz
3.2.1 Injections de biométhane
Depuis 2012, du biométhane, obtenu par épuration de biogaz, est injecté dans les réseaux de gaz naturel (figure 3.2.1.1). Si les volumes concernés demeurent relativement faibles, ils progressent néanmoins rapidement avec le développement de la filière. En 2023, 9 136 GWh ont ainsi été injectés dans les réseaux, soit près d’un tiers de plus que l’année précédente, pour un montant estimé de 1 162,7 M€. Par rapport à l’achat de gaz naturel, cela entraîne un surcoût pour les opérateurs (sous la forme d’une obligation d’achat) qui est compensé par l’État au titre des charges de service public de l’énergie. En 2023, cette compensation s’élève à 811 M€. En fin d’année 2023, 652 installations d’une capacité d’injection de 11,8 TWh/an sont raccordées aux réseaux de gaz naturel, tandis que 580 projets supplémentaires, représentant une capacité de 13,0 TWh/an, sont en attente de raccordement.
Figure 3.2.1.1 : injections de biométhane
|
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
En TWh PCS* |
En M€2023 |
En TWh PCS* |
En M€2023 |
En TWh PCS* |
En M€2023 |
En TWh PCS* |
En M€2023 |
En TWh PCS* |
En M€2023 |
|
|
Injections de biométhane |
1,2 |
144,4 |
2,2 |
250,6 |
4,3 |
486,7 |
7,0 |
803,8 |
9,1 |
1 162,7 |
|
dont subvention |
- |
125,9 |
- |
227,1 |
- |
247,9 |
- |
93,8 |
- |
811,5 |
* PCS = pouvoir calorifique supérieur.
Source : SDES, Bilan de l’énergie, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, CRE
3.2.2 Transport, distribution et stockage de gaz naturel
La rémunération des gestionnaires d’infrastructures pour leur mission d’acheminement du gaz aux consommateurs finaux sur le territoire français s’élève à 6,6 Md€ en 2023, en baisse de 4,3 % en euros constants par rapport à 2022 (figure 3.2.2.1). La rémunération correspond au coût des infrastructures gazières, répercuté sur le consommateur final via deux mécanismes : d’une part, les tarifs d’accès des tiers aux réseaux (de transport : ATRT, et de distribution : ATRD) et aux terminaux régulés (terminaux méthaniers, ATTM) qui sont fixés par la Commission de régulation de l’énergie ; d’autre part, les tarifs liés aux sites de stockage qui sont 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 (sauf indirectement à travers les pertes liées au transport). En revanche, elle comprend la valeur des pertes physiques de gaz sur les réseaux. Ces pertes s’élèvent à 4,1 TWh en 2023, en baisse de 8,7 % par rapport à 2022 (figure 3.2.2.2). Ces pertes représentent une charge de 160 M€ pour les gestionnaires, soit près de trois fois moins qu’en 2022 (- 64 %). Cette charge diminue nettement en raison du repli des prix du gaz en 2023 par rapport au niveau inédit atteint en 2022.
Les gestionnaires ont ainsi perçu une rémunération, nette de la valeur de ces pertes, d’environ 6,4 Md€ en 2023, en légère hausse, de 0,2 % en euros constants par rapport à 2022. Cette rémunération permet de financer le développement, la maintenance et l’exploitation des infrastructures gazières ainsi que les missions associées (figure 3.2.2.3). Elle a crû de 0,1 % en moyenne annuelle en euros constants depuis 2011. Le réseau de transport et ceux de distribution perçoivent respectivement 32 % et 49 % de cette rémunération en 2023, contre 12 % pour les sites de stockage souterrain et 8 % pour les terminaux méthaniers.
Figure 3.2.2.1 : rémunération des gestionnaires d’infrastructures gazières
En M€2023
|
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
Réseau de transport |
1 727 |
1 786 |
1 888 |
2 036 |
2 021 |
2 110 |
2 084 |
2 064 |
2 053 |
2 047 |
1 989 |
2 159 |
2 111 |
|
dont pertes |
85 |
64 |
116 |
87 |
83 |
52 |
66 |
77 |
47 |
22 |
72 |
233 |
82 |
|
Réseaux de distribution |
3 315 |
3 452 |
3 848 |
3 572 |
3 746 |
3 999 |
3 925 |
3 902 |
3 891 |
3 633 |
3 811 |
3 481 |
3 177 |
|
dont pertes |
59 |
72 |
80 |
50 |
50 |
37 |
44 |
56 |
31 |
19 |
103 |
187 |
64 |
|
Sites de stockage souterrain |
1 042 |
936 |
728 |
795 |
818 |
747 |
622 |
787 |
774 |
725 |
682 |
736 |
759 |
|
dont pertes |
12 |
16 |
16 |
10 |
8 |
7 |
4 |
12 |
7 |
4 |
22 |
43 |
13 |
|
Accès aux terminaux méthaniers |
371 |
380 |
384 |
382 |
378 |
376 |
498 |
517 |
534 |
505 |
450 |
470 |
507 |
|
Total |
6 455 |
6 554 |
6 849 |
6 785 |
6 963 |
7 232 |
7 128 |
7 271 |
7 251 |
6 911 |
6 933 |
6 847 |
6 554 |
|
dont pertes |
156 |
152 |
213 |
147 |
140 |
96 |
115 |
145 |
85 |
44 |
197 |
463 |
160 |
|
Total hors pertes |
6 299 |
6 402 |
6 636 |
6 638 |
6 823 |
7 136 |
7 013 |
7 126 |
7 166 |
6 866 |
6 736 |
6 383 |
6 395 |
Source : SDES, Bilan de l’énergie, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE
Figure 3.2.2.2 : pertes sur les réseaux de gaz naturel (y compris pertes de stockage)
|
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
En TWh PCS* |
En M€2023 |
En TWh PCS* |
En M€2023 |
En TWh PCS* |
En M€2023 |
En TWh PCS* |
En M€2023 |
En TWh PCS* |
En M€2023 |
|
|
Réseau de transport |
3,1 |
47 |
2,1 |
22 |
1,5 |
72 |
2,2 |
233 |
2,1 |
82 |
|
Réseaux de distribution |
2,0 |
31 |
1,9 |
19 |
2,1 |
103 |
1,8 |
187 |
1,6 |
64 |
|
Sites de stockage souterrain |
0,4 |
7 |
0,4 |
4 |
0,4 |
22 |
0,4 |
43 |
0,3 |
13 |
|
Total |
5,5 |
85 |
4,3 |
44 |
4,0 |
197 |
4,5 |
463 |
4,1 |
160 |
* PCS = pouvoir calorifique supérieur.
Source : SDES, Bilan de l’énergie, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE
Figure 3.2.2.3 : rémunération des gestionnaires d’infrastructures gazières (hors valeur des pertes physiques)
Source : SDES, Bilan de l’énergie, d’après GRTgaz, GRDF, Teréga, Storengy, CRE
En 2023, 41 % du gaz naturel consommé en France est importé par gazoduc, en nette baisse par rapport en 2022 en raison de la forte réduction des livraisons de gaz russe sous forme gazeuse à l’Union européenne (cf. 2.3.2). Le système gazier est aujourd’hui doté de sept points d’interconnexion principaux, pour une capacité d’importation cumulée d’environ 2 600 GWh/jour en 2023 (figure 3.2.2.4). Fin 2022, au titre de la solidarité européenne, des sorties vers l’Allemagne ont été rendues possible au point d’Obergailbach (ce point ne permettait jusque-là que des entrées de gaz sur le territoire).
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 cinq, répartis sur quatre sites distincts : Fos Cavaou, Fos Tonkin, tous deux situés à Fos-sur-Mer, Montoir-de-Bretagne, Loon-Plage (Dunkerque) et Le Havre. La société Elengy gère les terminaux de Fos Tonkin et Montoir-de-Bretagne, tandis que Fosmax LNG (filiale à 100 % d’Elengy) est propriétaire de celui de Fos Cavaou. L’accès à ces trois terminaux et la tarification sont régulés par la CRE en vertu des articles 452-3 et 452-4 du Code de l’énergie. Les capacités de ces terminaux sont souscrites par les importateurs de gaz naturel dans le cadre d’un marché. Le terminal de Loon-Plage, dont la mise en service commercial a eu lieu en janvier 2017, est géré par Dunkerque LNG et bénéficie pour une durée de vingt ans d’un régime dérogatoire en matière d’accès et de tarification. Un nouveau terminal flottant (FSRU, floating storage regasification unit ou unité flottante de stockage et de regazéification) a été mis en service au Havre en octobre 2023. Les entrées de GNL diminuent par rapport à 2022 (- 16 %), mais restent à un niveau nettement supérieur à celui de 2021. Ces entrées sous forme liquide permettent de limiter les soutirages dans les stockages et de compenser la baisse des entrées par gazoduc par rapport à la situation d’avant-crise.
Lors de la période estivale, la constitution de stocks de gaz naturel à proximité des zones de consommation 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 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 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 (32 600 km de réseau). Depuis novembre 2018, une place de marché unique assure l’équilibrage du réseau.
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. Environ 11 millions de consommateurs sont ainsi raccordés aux quelque 206 000 km de canalisations de distribution. GRDF assure la distribution de 96 % du marché, des entreprises locales de distribution (ELD), ainsi que quelques autres sociétés, se répartissant le reste.
Figure 3.2.2.4 : infrastructures gazières françaises en 2023 (hors réseaux de distribution)
Sources : GRTgaz ; Storengy ; Teréga
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