Dans un paysage économique et énergétique marqué par l’accalmie d’une nouvelle génération de réacteurs nucléaires mais par la montée en puissance des renouvelables, le gaz a encore de nombreuses cartes à jouer, notamment dans ce domaine du stockage, assure Pierre Chambon, directeur général de Storengy France.
Avec un focus sur le développement de l’hydrogène, du biométhane et du « e-méthane ».
Pour répondre à ce sujet Pierre Chambon, a présenté la société dans une interview accordée à Batiactu. « Storengy est une société implantée dans le pays et qui compte environ 1 000 salariés, distribuant en France avec 800 personnes, le reste en Allemagne au Royaume-Uni. » a-t-il assuré, ajoutant que l’activité principale de l’entreprise consiste à exploiter et à entretenir des capacités de stockage souterrain de gaz naturel. Sur ce segment d’activité, Storengy est la première entreprise française et européenne, et la quatrième mondiale. En France, nous ne sommes que deux opérateurs sur ce marché, avec Teréga, basé dans le Sud-Ouest.
La société se renforce et de s’adapter selon les types de stockage souterrain de gaz renouvelables. Le stockage le plus mature est celui du biométhane, avec deux axes de développement : la production de biométhane, notamment en France avec la filiale Engie Bioz qui exploite une petite quinzaine de méthaniseurs, ce qui représente 400 gigawatts-heure d’énergie renouvelable, sachant que l’objectif est d’atteindre 4 térawatts-heure en 2030, soit une part de marché de 10%. Le second axe concerne l’adaptation des infrastructures de stockage car les renouvelables vont remplacer progressivement les fossiles et il nous faut être prêt à répondre aux besoins, précise le responsable.
Le stockage du Gas est primordial
En effet dans une conjoncture du conflit russo-ukrainien, la question du stockage du Gas s’est exacerbée, et plusieurs pays se sont vus privés du Gas au début de l’hiver 2022.
Le groupe d’opérateurs de stockage de gaz allemand INES a déclaré la semaine passée qu’il n’y avait aucun risque de pénurie cet hiver, citant une demande plus faible et une offre suffisante après que les stocks aient été remplis à ras bord.
« Le mois de janvier n’a pas connu de températures froides et a été caractérisé par des économies continues dans la consommation », a déclaré le directeur général Sebastian Bleschke dans une présentation en ligne des statistiques mensuelles aux journalistes. « Nous passerons cet hiver ».
Pour l’avenir, un remplissage des stocks en prévision de l’hiver 2023/24 nécessiterait le maintien à un niveau élevé des importations maritimes de gaz naturel liquéfié (GNL), qui étaient intervenues après le tarissement des exportations par gazoducs en provenance de Russie sur fond de crise ukrainienne, selon l’INES.
Le groupe, qui compte parmi ses membres Astora, qui fait partie du groupe Sefe, VNG Gasspeicher, Uniper et RWE, détaillera l’approvisionnement de l’hiver 2023/24 dans son rapport d’avril.
Qu’en est -il du Maroc ?
Les importations marocaines de gaz naturel liquéfié (GNL) ont augmenté à un rythme exponentiel depuis juin 2022, soit l’équivalent d’une production de gaz de 536 gigawattheures (GWh), en janvier 2023, selon les médias espagnols.
C’est le deuxième chiffre le plus élevé à être acheminé depuis la mise en place de ce mécanisme en juin 2022, en commun accord entre les gouvernements de Rabat et Madrid, après les 553 GWh réalisés en novembre.
Lorsque le GME a été rouvert, dans les sens inverse, les quantités acheminées depuis l’Espagne vers le Maroc étaient très faibles, mais au cours des deux derniers mois, les exportations se sont fortement intensifiées. Par rapport aux volumes presque testimoniaux de juin (60 gigawattheures, GWh), juillet (172 GWh) et septembre (123 GWh), les expéditions ont commencé à se multiplier en octobre (328 GWh) pour monter en flèche en novembre (553 GWh) et décembre (527 GWh).
Le GME, destiné initialement à acheminer du gaz algérien vers l’Espagne, via le Maroc, a été rouvert dans le sens inverse, d’un commun accord entre Rabat et Madrid, suite à la décision de l’Algérie de le fermer de manière unilatérale en représailles contre le Royaume, dans un geste d’escalade consécutivement à sa décision de rompre les relations diplomatiques avec Rabat, ouvrant un nouveau chapitre dans son hostilité contre le Maroc à propos de la question du Sahara.
En février 2022, le Maroc a décidé de s’approvisionner sur le marché du GNL malgré le coût plus élevé de l’importation de ce type de gaz. Le gaz liquéfié a un prix plus élevé car il nécessite une infrastructure spéciale pour comprimer le gaz en liquide afin de faciliter son transport de fret bon marché. Il nécessite aussi une infrastructure spéciale dans le pays destinataire pour le regazéifier.
Étant donné qu’il ne dispose pas des infrastructures nécessaires pour regazéifier le GNL, le Royaume a conclu un accord avec l’Espagne pour le traitement du GNL dans des installations espagnoles pour ensuite l’expédier au Maroc via le Gazoduc Maghreb-Europe. Malgré le coût élevé d’importation de GNL, le ministre marocain de l’Energie a soutenu que le Maroc y trouvait son compte. Assurer la sécurité énergétique du Maroc «en vaut la peine », a-t-il déclaré.
Avec le nouveau flux de gaz en provenance d’Espagne, le Maroc a pu rouvrir deux de ses plus grandes centrales de production d’électricité à Tahaddart et à Aïn Béni Mathar. Alors que le recours au GNL a résolu ou presque le problème de la sécurité énergétique du Maroc, la facture élevée de gaz devra se répercuter sur le déficit commercial mais aussi sur les charges de l’Etat, car le gaz et l’électricité sont des produits fortement subventionnés.
