Infrastructures gazières et électriques

Gaz naturel

La forte réduction des approvisionnements russes en 2022 a profondément altéré les perspectives des infrastructures gazières « amont » à moyen terme : l’inversion des flux historiquement est > ouest

• crée une nouvelle dynamique pour les terminaux méthaniers de la façade atlantique et du pourtour méditerranéen, qui pourrait être mise à profit pour investir dans une extension des capacités et leur adaptation aux nouveaux vecteurs énergétiques (ex : ammoniac vert)

• soutient économiquement des actifs de stockage dont la rentabilité était en question depuis plusieurs années, comme l’illustre la remise en service de l’important site de Rough au Royaume-Uni

• pourrait générer des projets d’investissement à horizon 2030 sur le réseau de transport afin d’accompagner la redirection des flux à l’intérieur de la plaque européenne, alors que les perspectives d’investissement étaient fortement réduites

A long terme, la décroissance de la demande rend les perspectives incertaines pour l’ensemble des acteurs :

• Rythme d’évolution de la demande en lien avec une décarbonation des usages, une sobriété énergétique et une possible désindustrialisation et de la production de biométhane

• Développement des réseaux d’hydrogène, et place pour les différents gestionnaires d’infrastructures de gaz naturel dans le cadre d’une conversion de leurs actifs ou du développement de nouveaux actifs selon un modèle régulé

Electricité

Le défi est à la fois financier et opérationnel.

Les infrastructures électriques vont tout d’abord devoir réaliser des investissements massifs, en particulier pour l’accueil des capacités de production renouvelable en mer et à terre.

La capacité à anticiper la localisation de la production et de la consommation, et à planifier le développement des réseaux de transport et de distribution, devient un sujet clé pour maîtriser le coût des infrastructures et ne pas constituer un frein au déploiement des actifs. Les pratiques des pays européens divergent sur ces aspects, notamment entre une liberté d’implantation de la production renouvelable qui peut occasionner des congestions importantes (Allemagne), et des contraintes d’implantation plus fortes pour les développeurs renouvelables (Espagne).

Les opérateurs de réseau vont ensuite devoir faire face à des défis opérationnels considérables, les obligeant à remettre à plat leur métiers et leurs process, quitte à embarquer plus de risques, pour s’adapter aux nouvelles exigences de la transition énergétique.

Au premier chef, le déploiement du programme de raccordement de l’éolien en mer, métier nouveau pour RTE, sera particulièrement observé.

Mais au-delà, l’accélération de l’ambition sur le rythme de déploiement des capacités de production exerce une pression importante sur les opérateurs de réseau et leur capacité à suivre le rythme. Des gains de productivité seront nécessaires pour traiter la multiplication des demandes de raccordement et éviter un allongement des files d’attente. Mais ces gains ne seront pas suffisants sans évolution des règles métiers : il s’agira de passer d’un traitement des demandes de raccordement sur-mesure à un traitement industriel qui exigera de gérer les risques d’écart entre budgets estimés ex ante et réalisés.

D’autres demandes nécessiteront de réinventer les méthodes et les process : mobiliser les flexibilités, inventer et déployer des méthodes de « raccordement intelligent », apprendre le métier de l’off-shore (le succès du programme d’éolien en mer sera particulièrement observé), gérer la disparition de l’inertie des machines tournantes en déployant une inertie synthétique etc.