GRTgaz et Teréga : le réseau de transport de gaz en France

Une fois extrait, le gaz naturel passe à travers des méthaniers ou un réseau de gazoducs, de véritables autoroutes qui acheminent cette énergie fossile jusqu'au réseau de distribution. Le transport est la seconde étape de la chaîne de valeur du gaz ; et est gérée par deux entreprises en France : GRTgaz et Terega.

Transport du gaz : comment ça marche ?

Entre son lieu d’extraction et son lieu de consommation, le gaz naturel doit être acheminé.

• De son lien d’extraction jusqu’en France, le gaz naturel emprunte :
  • un gazoduc pour transiter par voie terrestre, via des canalisations sur longue distance. 
  • ou un méthanier pour être transporté sous forme liquide (GNL) jusqu’en France.
• En France, de son lieu d’arrivée jusqu’à son lieu de consommation, le gaz naturel est acheminé :
  • au moyen d’un réseau de transport sur de moyennes distances ;
  • et (éventuellement) à l’intérieur d’un bassin de consommation donné, via un réseau de distribution.

Les canalisations de gaz naturel sont presque systématiquement enterrées, ce qui permet d'assurer leur discrétion et leur sécurité.

Transporteur de gaz en France

Alors que le réseau de transport d’électricité français est géré par un unique gestionnaire de réseau de transport, le réseau de transport de gaz français est, quant à lui, géré par deux gestionnaires de Réseau de Transport (GRT) différents. La raison derrière la gestion du réseau de transport de gaz français par différents acteurs est à trouver du côté de l’histoire du gaz naturel en France et l'exploitation d'un gisement de gaz naturel dans le sud-ouest de la France.

Région	Transport	Part du Réseau Français
Quart Sud-Ouest de la France	Teréga (ex-TIGF)	13 % + 2 site de stockage
Restant du territoire	GRTgaz	87 % + nombreux sites de stockage

Dans les années 1950, un gisement de gaz naturel est découvert en France à Lacq, dans les Pyrénées-Atlantiques. Son exploitation est confiée à Gaz du Sud-Ouest (GSO). La société est également chargée de commercialiser le gaz dans le Sud-Ouest de la France. En complément, une Compagnie française du méthane (CFM) est créée afin de commercialiser le gaz issu du gisement de Lacq hors du quart sud-ouest de la France.

Au début de la décennie 2000, la CFM et GSO appartenaient de concert à GDF et à Total. Sous l’égide de la Commission de régulation de l’énergie, il a été convenu le 17 octobre 2004 que Total transférerait ses parts de la CFM à GDF, tandis que GDF transférerait la propriété de GSO à Total. Il a résulté de cet échange la fusion, au 1^er janvier 2005 :

1. des zones CFM Ouest et GDF Ouest en une zone GRTgaz Ouest ;
2. des zones CFM Centre et GDF Sud en une zone GRTgaz Sud ;
3. la zone GSO est devenue la zone TIGF.

GRTgaz : le principal transporteur de gaz français

GRTGaz est une entreprise détenue à 75 % par Engie, anciennement GDF-Suez. Elle a été fondée en 2005, suite à la séparation des tâches de production, transport, distribution et fourniture en vue de préparer l'ouverture à la concurrence en France.

En 2018, GRTgaz avait la gestion :

• d'un réseau principal long de près de 8 000 km, constitué de canalisations pouvant atteindre la largeur de 1,2 mètre, et dont la carte correspond à celle du réseau d'autoroutes ;
• d'un réseau régional long de 25 000 km, qui a pour fonction d'alimenter directement les réseaux de distribution et les clients industriels, et donc la carte correspond à celle du réseau de routes nationales et départementales.

L'entreprise transporte ainsi 589,9 TWh de gaz par an sur ses 32 320 km de canalisations haute pression. Elle a échangé 771 TWh aux PEG (points d’échange de gaz) et réalisé 1,956 milliard d'euros de chiffre d’affaires

Teréga (ex-TIGF), le transporteur dans le quart Sud-Ouest de la France

Terega (anciennement TIGF) gère le réseau de transport du gaz naturel dans le quart sud-ouest de la France. L'entreprise est l'héritière des grandes heures de l'exploitation du gisement gazier de Lacq (Pyrénées-Atlantiques). Un gisement de gaz naturel avait été découvert aux débuts des années 1950 en France près de la commune de Lacq. Situé dans le département des Pyrénées-Atlantiques en Aquitaine, ce gisement a été exploité jusqu'à 2013, date de son épuisement. A ses débuts, l'exploitation du gisement de Lacq était confiée à la Société Nationale de Gaz du Sud-Ouest, filiale d'Elf et de Gaz de France (GDF). Cette organisation a repris la suite de la Régie Autonome des Pétroles qui exerçait depuis 1939 les activités de prospection du gaz naturel en France. En 2000, Elf a fusionné avec Total. C'est donc Total et GDF qui co-détenaient la Société Nationale de Gaz du Sud-Ouest.

Ce réseau, dans le sous-sol béarnais, permet d'acheminer le gaz naturel en provenance de terminaux méthaniers, de gazoducs, ou de sites de stockage (comme le site géologique de stockage de Lussagnet, dans les Landes) jusqu'aux bassins de consommation. Ces "autoroutes" du gaz naturel sont enfouies à 1,2 m dans la terre. Elles irriguent 15 départements de Bordeaux à Perpignan.

Filiale de Total jusqu’en 2013, l’entreprise a été cédée à un consortium regroupant la Snam (acteur du transport du gaz naturel en Italie), EDF et GIC (Government of Singapore Investment Corporation, fonds souverain de Singapour).

En 2018, TIGF a changé de nom pour devenir Térega (territoires - réseaux - gaz), un nom que l'entreprise estime plus dans l'air du temps et surtout plus facile à retenir. Ce changement de nom accompagne une nouvelle stratégie du transporteur, tournée vers la transition énergétique. Elle emploie près de 500 salariés, exploite 14% du réseau français de gazoducs, soit un réseau de près de 5.000 km, et gère 22% des capacités nationales de stockage de gaz, dont les sites de Lussagnet (Landes) et Izaute (Gers).

Teréga a prévu d'investir 400 millions d'euros sur dix ans (2012-2021). Son programme se divise en trois grands projets : l'Artère du Béarn, Girland et Euskadour, qui déploieront le réseau du Sud-Ouest de la France et favoriseront les échanges avec l'Espagne. Les investissements contribueront à l'intégration des marchés ibériques au réseau européen, à la réversibilité des flux entre pays ainsi qu'à la sécurité d'approvisionnement de gaz en Europe.

Source : Teréga.

Les missions des transporteurs de gaz

Les gestionnaires des réseaux de transport (GRT) ont plusieurs missions, aux premiers rangs desquelles l'entretien du réseau de gazoducs existant et le développement du réseau afin d'en décongestionner les points d'entrée et de sortie, et d'augmenter la capacité de transport.

Odorisation du gaz de ville Le gaz naturel n'est pas d'odeur. Cependant, pour des raisons de sécurité, les transporteurs de gaz sont en charge de l'odorisation et du contrôle de l'odorisation.

A cela s'ajoutent plusieurs obligations à l'égard de leurs différents clients, détaillées ci-dessous :

• vis-à-vis des clients du réseau de distribution particuliers et professionnels : veiller en toutes circonstances à la continuité de l'approvisionnement, notamment lors des pics de consommation en cas d'hiver très rigoureux ;
• vis-à-vis des clients industriels (connectés directement au réseau de transport) : acheminer le gaz naturel jusqu’aux clients industriels et aux distributions publiques, dans des conditions de coûts et de sécurité optimales ;
• vis-à-vis des expéditeurs de gaz (qui injectent le gaz sur le réseau) : offrir un accès au réseau de transport à tous les expéditeurs de gaz naturel agréés, en toute transparence mais avec confidentialité et sans discrimination ;

Le transport par gazoducs

D'après BP, les gazoducs transportaient en 2006 71,8% des volumes de gaz échangés, contre 28,2% pour la filière du gaz naturel liquéfié (GNL). Les gazoducs sont destinés à trois usages principaux s'étalant sur la chaîne de valeur du gaz naturel :

• Les gazoducs de collecte permettent d'acheminer le gaz naturel issu des sites d'extraction ou de stockage vers les sites de traitement du gaz ;
• Les gazoducs de transport (haute pression) permettent d'acheminé du gaz traité (prêt à la consommation) aux portes des grandes zones de consommation de gaz naturel (zones industrielles, villes) ;
• Les gazoducs de distribution (basse pression) acheminent le gaz au sein des zones de consommation pour arriver sur les sites clients. 

Caractéristiques techniques des gazoducs

Un gazoduc est fait de tubes d'acier mis bout à bout et soudés pour constituer une canalisation. A l'extérieur, un gazoduc est recouvert d'un isolant permettant de le protéger contre la corrosion. A l'intérieur, un gazoduc peut être recouvert d'un matériau permettant une meilleure circulation du gaz transporté ou une meilleure résistance à la corrosion.

Les gazoducs à haute pression transportent le gaz sous des pressions de 16 à plus de 100 bars. Sur son chemin, le gazoduc sera marqué tous les 80 à 250 kilomètres par des stations de compression afin de maintenir cette pression à son niveau optimal. Le gazoduc de transport sera également ponctué de postes de livraison, qui permettent la sortie du gaz transporté dans le gazoduc vers des réseaux de distribution de gaz naturel ou vers des gros sites de consommation (grands comptes industriels).

Gazoducs terrestres et gazoducs sous-marins

Les gazoducs terrestres prennent la forme de canalisations enterrées à environ un mètre de profondeur, par souci esthétique. Toutefois, lorsque le sol est gelé (permafrost) ou que la zone est désertique, les gazoducs prennent la forme de canalisations posées sur le sol. Les gazoducs sous-marins sont de plus en plus nombreux (à l'image des projets South Stream sous la mer Noire et North Stream sous la Baltique) et sont beaucoup plus onéreux à construire que les gazoducs terrestres.

Gazoducs et considérations politiques

Les gazoducs internationaux établissent une interdépendance entre les pays producteurs de gaz naturel et les pays consommateurs. En effet, un pays producteur entrera dans une relation de dépendance par rapport à son acheteur s'il ne dispose que d'un débouché d'exportation matérialisé par un gazoduc. Réciproquement, le pays acheteur est dépendant des volumes de gaz fournis par le pays producteur s'il n'a pas diversifié les routes des gazoducs entrants sur son territoire. Les pays de transit, qui voient passer les gazoducs sur leur territoire, peuvent également se servir des gazoducs comme d'un levier pour exercer une pression politique sur les pays producteurs et sur les pays destinataires.

Au contraire, la chaîne du gaz naturel liquéfié présente moins cette relation d'interdépendance entre producteurs et consommateurs : les méthaniers peuvent choisir des routes différentes, et une rupture d'approvisionnement en provenance d'un pays producteur X peut facilement être compensé par l'ouverture d'une nouvelle route en provenance d'un pays producteur Y.

Transport du gaz et Point d'Échange Gaz

Depuis novembre 2018, il n'existe plus qu'une zone d'échange de gaz en France : elle s'apelle Trading Region France, et est composée d'un unique marché virtuel nommé Point d'Échange Gaz. Les deux transporteurs, Teréga et GRTgaz partagent l'organisation de ce marché unifié.

Réseau de transport de gaz français

Chaque fournisseur de gaz naturel doit assurer un équilibre journalier entre ses injections et les soutirages de ses clients. Jusqu'en 2018, il fallait prendre en compte l'injection en fonction de la zone d'équilibrage, à l'époque au nombre de trois. Il était en effet possible d'injecter son gaz à Fos-sur-Mer et le consommer à Paris, ce qui nécessitait le transfert d'une zone à une autre. Désormais, la seule contrainte, elle aussi vouée à disparaître, est la nature du gaz. En effet, le gaz naturel de certaines régions du nord de la France ne possède pas exactement les mêmes caractéristiques que le gaz du sud, notamment à cause de la provenance du gaz. Le gaz du nord se nomme Gaz B, pour Bas pouvoir calorifique, tandis que le reste de la France est fournie en Gaz H, pour Haut pouvoir calorifique. Ils nécéssitent donc deux types de réseaux légèrement différents, avec des pressions différentes et une facturationa adaptée.

Source : CRE.

La réduction des zones d’équilibrage

Les zones d’équilibrage du réseau de transport de gaz français se sont progressivement réduites en nombre. Alors qu’il existait 8 zones d’équilibrage au 1^er janvier 2003, il n’en existait plus que 3 au 1^er janvier 2009 et une seule en novembre 2018.

• Le 1^er janvier 2005, les zones GDF Ouest et CFM Ouest ont en effet fusionné en une zone GRTgaz Ouest tandis que la zone GDF Sud fusionnait avec la zone CFM Centre pour créer une zone GRTgaz Sud ;
• Puis, le 1^er janvier 2009, les trois zones d’équilibrage du nord (GRTgaz Ouest, GRTgaz est et GRTgaz Nord) ont fusionné et créé une zone GRTgaz Nord.
• Enfin, le 1er Novembre 2018 vit naître la Trading Region France, avec son unique Point d'Echange de Gaz. Les zones Grtgaz Nord et GRTgaz Sud fusionnent, tandis qu'une collaboration renforcée est organisée entre GRTgaz et Teréga.

TRF

La fusion des trois zones du Nord a été bénéfique puisqu’elle a rendu le marché de gros du gaz naturel sur cette zone plus attractif. En 2011, 90% des échanges de gaz naturel aux points d’échange gaz (PEG) en France ont été réalisés sur le PEG Nord. La fusion en une seule zone d'échange pour toute la France permet de faciliter d'autant plus l'échange de gaz naturel et permet d'améliorer l'interconnexion Européenne en diversifiant les sources de gaz naturel.

Ce rapprochement a été possible grâce à l’augmentation des capacités d’échange entre le nord et le sud, essentiellement financées par GRTgaz. Les zones Teréga et GRTgaz se sont grandement rapprochées, et les acteurs collaborent ainsi mains dans la main pour la gestion du réseau.

L'avenir du transport de gaz

Les investissements dans le gaz devraient s'accroître dans les prochaines années. Avec le développement de la filière de biogaz française notamment, c'est tout l'acheminement de cette énergie qui va être repensé.

Développement du biométhane

Le biométhane est un gaz produit par la transformation des matières organiques. Ces dernières sont issues de divers secteurs : agriculture, industrie, déchets de restauration, déchets de collectivité, installations de stockage des déchets non dangereux. La digestion des déchets crée d'un côté un biogaz, dont les usages sont les mêmes que ceux du gaz naturel, d'un autre côté, le digestat, un engrais organique naturel. La prise en compte de ces nouvelles méthodes de production est justement permise grâce à l'unification en un seul Point d'Échange de Gaz en France, facilitant considérablement l'injection de gaz naturel partout dans l'Hexagone. Toutefois, la production de biométhane soulève d'autres questions, notamment la compétition avec la production agricole destinée à la consommation humaine. Actuellement, le biométhane ne représente que 0,1 % de la consommation française de gaz naturel.

Lacq 2030

Le gisement de Lacq est un autre enjeu du transport du gaz. Ce gisement du sud-ouest de la France est à ce jour pratiquement épuisé. Il fallait donc penser à une reconversion du site pour éviter des destructions d'emplois soudaines à la fermeture du site. Total, SOBEGI (une filiale de Total et d'Engie) et Arkema, les exploitants du site, ont lancé en 2012 le projet Lacq Cluster Chimie 2030. Le but du projet est de prolonger l'extraction du gaz de Lacq, pour alimenter les acteurs de la plate-forme industrielle de Lacq, conçue comme un pôle d'excellence en matière de chimie.