Gaz renouvelables : les opérateurs présentent des projections optimistes

GRDF, GRTgaz et Teréga misent sur 20 % de gaz renouvelable dans le réseau en 2030.    © Michael Shake

GRDF, GRTgaz et Teréga ont détaillé leurs « perspectives » pour la production de gaz bas carbone aux horizons 2030 et 2035. Si certains écueils demeurent, tous les signaux seraient au vert pour les mettre en œuvre.

Alors qu'un nouveau Gouvernement se fait attendre, et avec lui l'espoir de voir la prochaine Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) faire surface, les opérateurs du réseau gazier français ont renouvelé leur confiance dans la décarbonation de ce réseau. Ce jeudi 12 septembre à Paris, le gestionnaire du réseau de distribution (GRDF) et les deux gestionnaires du réseau de transport (Teréga pour le Sud-Ouest et GRTgaz pour le reste du territoire métropolitain) ont présenté leurs nouvelles projections de production de gaz renouvelable à l'horizon 2030.

Moins de gaz, mais plus de biométhane

Ces Perspectives Gaz 2024 (1) , intervenant deux ans après un premier travail de prospection, s'affirment plus enthousiastes que celle du Gouvernement sortant et de son Secrétariat général à la planification écologique (SGPE). Ces derniers tablaient sur l'injection d'au moins 15 % de gaz renouvelable dans le réseau en 2030, correspondant à environ 44 térawattheures (TWh) de biométhane produit par an (contre actuellement 12,5 TWh/an). GRDF, GRTgaz et Teréga misent, quant à eux, sur 60 TWh (ou 20 % du gaz consommé), un niveau « compatible », selon eux, avec l'objectif européen, fixé par le plan RePowerEU, de 350 TWh/an à l'échelle continentale. Une estimation identique à celle formulée il y a deux ans. Néanmoins, les opérateurs appellent cette fois à doubler la cible dès 2035 (soit 40 à 45 % du mix gazier), en pariant sur l'essor d'autres techniques de production du biométhane : la pyrogazéification, la gazéification hydrothermale et la méthanation. Sachant qu'en 2022, les trois acteurs tablaient sur 235 TWh en 2050 (sans une once de gaz naturel en plus).

Évolution de la part des gaz renouvelables dans la consommation finale de gaz. © GRDF / GRTgaz / Teréga

Cet optimisme, les opérateurs gaziers le tiennent de plusieurs signaux. D'une part, la filière du biométhane a presque doublé son objectif de production fixée pour 2023 par la précédente PPE et devrait respecter, avec plusieurs années d'avance, la fourchette basse pour l'année 2028. Et d'autre part, quoi que les nouveaux raccordements sont récemment moins nombreux qu'en 2021 ou en 2022, les opérateurs restent confiants quant à l'avenir. « En 2024, 2025 et 2026, nous risquons d'accuser un effet retard qui s'est accumulé avec la baisse du tarif d'achat en 2020, réévalué à la hausse en 2023, l'attente des certificats de production de biogaz (CPB) et des appels d'offres, a souligné Laurence Poirier-Dietz, directrice générale de GRDF. Aujourd'hui, ces trous ont été comblés et nous devrions pouvoir compenser ce retard dans les prochaines années, le temps que les projets se mettent en place. Leur nombre grandit déjà et équivaut à 14,5 TWh de production supplémentaire. »

Un système aux bases plus solides ?

Autrement dit, à en croire Laurence Poirier-Dietz, « tous les feux sont au vert » pour accélérer la décarbonation du gaz français. Les opérateurs restent néanmoins prudents quant au chemin qu'il reste à parcourir. Leurs projections s'appuient en effet sur plusieurs hypothèses. En premier lieu, la consommation globale de gaz doit continuer d'aller en diminuant pour que la part des gaz renouvelables dans le mix, même avec une production croissante, augmente : de 399 TWh en 2023 à 321, puis 282 TWh, sept puis treize ans plus tard. Le tout à l'aide d'efforts de sobriété, du remplacement de chaudières vétustes (environ 60 % du parc de chaudières à gaz) et de rénovation performante des bâtiments.

“ Tous les feux sont au vert ” - Laurence Poirier-Dietz, GRDF

Les opérateurs doivent ensuite s'assurer de compléter l'infrastructure existante qui, si « elle ne nécessite pas d'autant d'investissements que le réseau électrique », doit encore pouvoir raccorder certaines installations les plus rurales, garantir le passage du biométhane du réseau de transport à celui de distribution ainsi que l'équilibre du système. Là-dessus, GRTgaz et Teréga comptent plus que tripler le nombre de stations ou postes dits « de rebours » pour atteindre la centaine en 2030, engageant pour cela plusieurs dizaines de millions d'euros. Au total, GRDF estime à un peu moins de 10 milliards d'euros l'ensemble des coûts à engager d'ici à 2050. En comparaison, le gestionnaire électrique Enedis table sur 96 milliards d'ici à 2040, rien que pour renforcer sa propre infrastructure de distribution. Enfin, les trois acteurs militent pour que l'État puisse assurer l'émergence d'autres filières de production du biométhane, avec le lancement d'un appel à projets pour soutenir les treize premiers projets de pyrogazéification en attente. GRTgaz compte même, de son côté, lancer un appel à manifestation d'intérêt, cet automne, tourné vers la gazéification hydrothermale.

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Félix Gouty / actu-environnement