National Gas

1. Modèle économique

National Gas assure le réseau de transport gazier à haute pression (« National Transmission System ») en Grande-Bretagne après la sortie progressive de National Grid et le rachat par Macquarie et BCI des parts restantes en juillet 2024. Ce modèle est 100 % régulé ou quasi contractuel avec le système britannique : redevances de transport dépendantes des enveloppes tarifaires consenties par l’Ofgem et des prévisions de charge. Pour l’exercice clos en mars 2025, les comptes groupés rapportent environ £1 551 m de chiffre d’affaires (contre £1 778 m sur l’an précédent) et environ £654 m de résultat opérationnel hors éléments exceptionnels (après avoir frôlé £895 m en 2024), selon le rapport annuel 2024/25. Le capex avoisine £576 m (+20 % en glissement annuel, toujours selon ce document), emblématique d’une phase d’armement des actifs – cohérente avec la « Regulated Asset Value » de l’ordre de £7,6 milliards. L’entreprise réfère à un effectif global d’environ 2 244 personnes en 2025, soit une hausse d’une vingtaine de pour cent en un an dans un secteur généralement stagnant côté têtes ; le message est clair : embaucher pour investir sous contrôle prudentiel. Dans la langue financière régulée britannique, un RoE rapporté au voisinage de 9,4 % face à une « allowed cost of equity » autour de 7,7 % signale à la fois outperformance réglementaire réelle et exposition à la critique sur la captation du surplus.

2. Impact réel

Sans ambiguïté : le cœur d’activité transporte encore du gaz naturel ; le rapport environnemental 2024/25 associe environ 72 milliards de m³/an acheminés (≈787 TWh), soit, selon l’entreprise, environ un tiers du mix énergétique final britannique – niveau où chaque décision système (électrique ou gazier) passe par leur maille. À l’aune du climat, l’empreinte physique reste celle du méthane fossile acheminé ; sur le périmètre direct, un objectif de Neutralité Net Zero pour les scopes 1 et 2 en 2040 figure dans la narration corporate, soit une trajectoire de fonctionnement propre du réseau, pas encore l’abolition du contenu-carbone du flux acheminé. Les lecteurs européens noteront ce décalage : la PPE III ou les fiches françaises (ADEME, etc.) ne régissent pas ce réseau, qui est soumis aux lois britanniques (transition électrique, « future of gas », clusters hydrogène / CCUS) ; la comparaison utile passe donc par le cadre réglementaire UK plutôt que par un alignement automatique RNBC ou « réseaux de chaleur » continentaux.

3. Innovations / partenariats

Le volet techno-politique s’articule autour du « Project Union » : faire de l’architecture existante (~7 660 km) un backbone multimoléculaire – gaz, puis hydrogène, et CO₂ en CCS/CCUS. La page corporate décrit Project Union : East Coast comme première brique industrielle nord-est / Humber / East Midlands avec des dizaines de miles de lignes envisagées, couplée à East Coast Hydrogen où Cadent et Northern Gas Networks partagent le pilotage aux côtés de National Gas. En janvier 2025 (communication publiée quelques mois après l’allocation effective), Ofgem attribue environ £96 m à la ligne de développement (FEED, concertation…) — signature qu’investir « vert » passe encore massivement par le prêt régulateur. En mars 2025, National Gas attribue un mandat FEED de deux ans au bureau d’études WSP pour l’architecture du tronçon Est. Côté captage, la page Carbon Capture & Storage met en avant le programme SCO2T Connect (Écosse) et le repurposing de tronçons existants vers le transport de CO₂ – aligné sur la vision CCUS de Whitehall plutôt que sur un label RSE CSRD : le Royaume-Uni traite ces actifs dans un cadre de licence Ofgem distinct du reporting européen.

4. Greenwashing / zones grises

Le principal risque narratif n’est pas le déni climatique : c’est la promesse d’une « troisième vie » des pipelines (H₂, CO₂) qui demeure conditionnée à des volumes commerciaux d’hydrogène bas-carbone encore incertains et à des dotations publiques successives. Tant que la facture du transport reste majoritairement indexée sur le gaz, la communication « Net Zero 2040 » — scopes 1 et 2 — peut laisser croire à une décarbonation du service énergétique final, ce qui n’est pas le cas : le contenu carbone du gaz acheminé demeure massif. La baisse des profits opérationnels et des volumes interroge aussi la pression à long terme sur la rente régulée : en nettoyant le réseau sans réduire mécaniquement la demande en molécule fossile, on stabilise un actif dans un monde qui vise la baisse des flux. Enfin, le rachat par fonds d’infrastructure renforce l’exigence de rendements prévisibles — parfois incompatibles avec un investissement patient dans des technologies dont le WACC social est encore flou.

5. Positionnement stratégique

La sortie de l’incertitude RIIO-GT3 s’est partiellement clarifiée : le panorama Ofgem sur le RIIO-3 (déterminations finales « Gas Transmission », 4 décembre 2025) retient environ £3,2 bn d’investissement amont sur cinq ans et indique avoir approuvé environ 79 % de la demande d’investissement de National Gas, avec mécanisme de partage des coûts (TIM 39 %) et monitoring renforcé — autant de garde-fous pour le consommateur britannique, mais aussi de plafonds pour l’opérateur. La lecture systémique rejoint celle d’Ofgem : maintenir le gaz jusqu’à bascule tout en financiant résilience, cybersécurité et fugitives ; National Gas incarne cet entre-deux où sans backbone gazier court terme, le Royaume-Uni perd en stabilité électrique, mais avec prolongement, il vérifie la promesse COP.

Verdict WattsElse

National Gas joue peut-être le rôle le moins glamour et le plus indispensable du « pétrole & gaz régulé » : garantir encore des méga-wattheures jusqu’à ce que hydrogen et CO₂ prouvent leur valeur — une transition éclairée sous perfusion prudentielle.

Sources : nationalgas.com · nationalgas.com · nationalgas.com · nationalgas.com · eastcoasthydrogen.co.uk · nationalgas.com · nationalgas.com · nationalgas.com · ofgem.gov.uk