gaz d'aujourd'hui volume 3

LA REVUE DU GAZ NATUREL, DU BIOMÉTHANE, DU BUTANE ET DU PROPANE ÉDITÉE PAR L’ASSOCIATION FRANÇAISE DU GAZ WWW.AFGAZ.FR

N°3 2017 / AOÛT-OCTOBRE

DOSSIER

DEMAIN LE GAZ ENTRETIEN

INTERVIEW

DAVID C. CARROLL PRÉSIDENT DE L’UIG

THIERRY TROUVÉ DIRECTEUR GÉNÉRAL DE GRTGAZ

REVUE TRIMESTRIELLE DE L’AFG / ABONNEMENT ANNUEL : 120 EUROS TTC

ÉDITO REVUE TRIMESTRIELLE ÉDITÉE PAR : AFG, Association française du gaz 8, rue de l’Hôtel de Ville - 92200 Neuilly-sur-Seine www.afgaz.fr Code Siret : 784854820 00023 Code APE/NAF : 9412Z Président : ����������������������������������������Jérôme Ferrier Vice-présidents : ��������������Fernando Herrera Castro ����������������������������������������������������������� Patrick Corbin Trésorier : ����������������������������������������� Joël Pedessac Délégué général : �����������������������Georges Bouchard Directeur de la publication : ������Georges Bouchard Rédactrice en chef : ��������������������� Madeleine Lafon Email : ����������������������������madeleine.lafon@afgaz.fr Rédactrice en chef adjointe : ����������������� Laura Icart Email : ������������������������������������� laura.icart@afgaz.fr ONT COLLABORÉ À CE NUMÉRO : Création et maquette : Eric Leuliet pour Pension-complète. Relecture : Pomme Larmoyer.

Rédaction : Laura Icart ; Benoît Charlot ; Pascale Jean, Cyrille Georget, Rafael Schmill (PwC).

Les opinions formulées dans les articles de Gaz d’aujourd’hui sont celles de leurs auteurs.

Elles n’engagent en rien la responsabilité de l’AFG. © Couverture : iStock/Getty Images ADMINISTRATION DES ABONNEMENTS : AFG Tél. : +33 (0)1 80 21 08 00 Fax : +33 (0)1 80 21 07 96 E-mail : lorene.concordia@afgaz.fr Prix au numéro : 33 euros TTC Abonnement annuel France : 120 euros TTC Abonnement annuel étranger : 120 euros TTC Bulletin d’abonnement : p. 31 RÉGIE PUBLICITAIRE : FRANCE EDITION MULTIMÉDIA 70, avenue Alfred Kastler CS 90014 – 66028 Perpignan cedex sdachez@francedit.com IMPRIMÉE PAR : PURE IMPRESSION™ 451 rue de la Mourre - ZAC Fréjorgues Est 34130 Mauguio (France) Tél. : +33 (0)4 67 15 66 00 Impression et dépôt légal : Août 2017 - N° 3 - XXXXXXXX

LISTE DES ANNONCEURS WLPG ��������������������������������������������� 2e de couverture Tyco ������������������������������������������������ 3e de couverture Éditions du signe ���������������������������� 4e de couverture Chabane - Sewerin ���������������������������������������������p. 2 TIGF ������������������������������������������������������������� p. 32-35

Ce numéro de rentrée sort alors que se tient les 19 et 20 septembre le 125e Congrès du gaz à Paris.

D’Isabelle Kocher à Fatih Birol, de Pierre Gattaz à Jean-François Carenco en passant par Carole Delga, nombreuses sont les personnalités qui nous honorent de leur présence pendant ces deux jours. À cette occasion, David C Carroll, président de l’Union internationale du gaz (UIG), nous a accordé un entretien dans lequel il revient © AFG sur la place du gaz dans le mix énergétique mondial. Le président américain de l’UIG, en charge de l’organisation du prochain Congrès mondial du gaz (qui se tiendra à Washington en 2018), nous explique les enjeux et les défis qui attendent l’industrie gazière.

Notre dossier, intitulé « Demain le gaz », est consacré à l’avenir de notre énergie qui participe à la transition énergétique sur nos territoires comme à l’échelle du continent européen.

Une énergie aux multiples atouts qui offre un éventail de possibilités dans sa capacité à innover, à inventer et qui se positionne de plus en plus comme la meilleure alliée des énergies renouvelables électriques intermittentes tout en devenant peu à peu elle-même renouvelable. Une énergie qui, aussi, trouve un écho désormais confirmé auprès des pouvoirs publics, notamment pour lutter contre la pollution de l’air dans les grandes villes.

Mis à l’honneur également dans ce dossier, les nouveaux usages du GNL et particulièrement le développement de son utilisation comme carburant pour la navigation, filière en plein essor partout dans le monde. L’AFG s’est pleinement engagée dans cette voie, notamment en impulsant la création de la plateforme GNL carburant marin et fluvial. Rassemblant de multiples acteurs, elle a une fois encore montré sa capacité d’entraînement. À lire aussi : un article sur l’évolution de la règlementation des réseaux de distribution. Ce sujet n’est peut-être pas le plus glamour mais il illustre un rôle important de l’AFG : sa contribution à l’adaptation permanente des règlementations techniques, source de sécurité et de compétitivité et donc de développement de notre énergie.

Le prochain éditorial sera signé par mon successeur, Thierry Chapuis. Longue vie à l’AFG !

Je vous souhaite une bonne lecture et un bon Congrès du gaz.

LE PROCHAIN NUMÉRO SORTIRA EN NOVEMBRE 2017

Georges Bouchard Directeur de la publication

ISSN 00 16-5328 o

Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 1

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SOMMAIRE

Août - octobre - n° 3/2017 La revue du gaz naturel, du biométhane, du butane et du propane

ENTRETIEN

DAVID C. CARROLL Président de l’UIG

INFRASTRUCTURES Brèves

DOSSIER

p. 4

p. 28

Interview | Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz p. 29 TIGF, accélérateur de la transition énergétique

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

p. 32

Demain le gaz

p. 8

INSTITUTIONS ET ENVIRONNEMENT Brèves

p. 44

Ça va rugir vert au zoo Thoiry !

p. 45

L’énergie gaz se Corse

p. 47

BUTANE ET PROPANE

Brèves

p. 36

Les yeux persans de Total

p. 37

Brèves

p. 48

p. 38

Place au bioGPL !

p. 49

Le monde des GPL

p. 50

Les défis énergétiques de la France

UTILISATIONS ET MARCHÉS

VIE DE L’AFG

Brèves

p. 40

GAZ, c’est tiPAR !

p. 41

La filière GNV dégaine son open data

p. 43

Brèves

p. 52

« L’avenir du gaz est lié aux perspectives climatiques »

p. 53

La règlementation des réseaux de distribution du gaz

p. 54

Normalisation

p. 56

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ENTRETIEN

DAVID C. CARROLL Président de l’Union internationale du gaz (UIG)

« Faire entendre la voix du gaz, outil de développement économique et de gestion environnementale responsable » Quels sont les grands enjeux et les grands objectifs de votre présidence de l’UIG ?

C’est un honneur de servir et diriger l’UIG, qui regroupe associations et sociétés gazières de quatre-vingtdix pays et représente près de 97 % de la production, du transport et de l’utilisation du gaz naturel dans le monde. Les États-Unis ont le privilège de succéder à la présidence française très réussie, sous la conduite dynamique de M. Jérôme Ferrier. Notre objectif principal est assez simple. Faire entendre la voix du gaz dans le débat international sur le futur bouquet énergétique et amener les décideurs politiques du monde entier à considérer le gaz comme un outil de développement économique et de gestion environnementale responsable. Pour atteindre cet objectif, nous devons privilégier un dialogue direct avec les hauts responsables, des études de cas bien documentées, riches en données et recommandations politiques, et une présence digitale renforcée permettant à un large public d’accéder à l’information. Deuxièmement, nous avons pour ambition d’apporter une valeur ajoutée exceptionnelle à nos associations et sociétés gazières membres. Nos membres veulent s’informer et renforcer leurs connaissances, réseauter avec leurs pairs du monde entier et améliorer les pratiques d’exploitation et de gestion de notre industrie avec, en ligne de mire, la sécurité et l’efficacité de nos clients. Enfin, la présidence de l’UIG étant actuellement assurée par les États-Unis, il nous appartient d’accueillir le Congrès mondial du gaz, un

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événement de grande ampleur et à fort impact qui rassemble des personnalités de premier plan de l’industrie, du monde politique et d’autres parties prenantes du monde de l’énergie. Inscrivez ces dates dès maintenant dans votre agenda ! Cet événement se tiendra à Washington, D.C., du 25 au 29 juin 2018, à l’occasion du 100e anniversaire de l’American Gas Association. Les préparatifs sont bien avancés et laissent augurer un congrès mémorable.

Justement, où en êtes-vous de l’organisation du prochain Congrès mondial du gaz ? Quelles en seront les grandes thématiques ?

Les préparatifs du Congrès mondial du gaz (WGC) 2018 vont bon train. Plus de 90 % de l’espace du salon ont déjà trouvé preneur. Le hall d’exposition se compose de pavillons consacrés à des pays, ainsi que de pavillons spéciaux consacrés aux thèmes suivants : « robotique et automatique », « énergies renouvelables et gaz naturel », « showcase America » et « gaz naturel pour le transport ».

Pour la conférence, 40 intervenants de haut vol ont déjà confirmé leur présence — tous exercent des fonctions de PDG ou de ministre, ou des fonctions équivalentes. Nos 22 sessions-débats sur les questions stratégiques (« current debate ») sont en cours de finalisation et la date limite de soumission des résumés est fixée au 1er septembre.

Nous avons reçu un nombre considérable de pré-inscriptions, le tarif préférentiel étant valable jusqu’au 31 janvier 2018. Nous sommes en contact avec des décideurs politiques du monde entier, lesquels devraient être présents en force au WGC 2018. Organisé dans une ville depuis

ENTRETIEN

DAVID C. CARROLL David C. Carroll est président de l’Union internationale du gaz (UIG) pour le triennat 2015-2018, alors que les États-Unis, sous l’impulsion de l’American Gas Association, se préparent à accueillir le Congrès mondial du gaz 2018 à Washington D.C. L’UIG a pour GPLmission de plaider en faveur du gaz naturel en tant que partie intégrante d’un système énergétique mondial durable et de promouvoir le progrès politique, technique et économique de l’industrie du gaz. M. Carroll est également président directeur général du Gas Technology Institute (GTI), situé à Des Plaines (Illinois), aux États-Unis. Il a rejoint le GTI en 2001 après avoir occupé divers postes techniques et de direction chez Praxair, Inc., Liquid Carbonic Industries (filiale de Chicago Bridge & Iron) et Air Products and Chemicals, Inc. Il a assuré la présidence du comité de pilotage de la 17e conférence internationale du gaz naturel liquéfié qui s’est tenue à Houston (Texas), en avril 2013. Il est membre de la Society of Gas Lighting et siège au conseil d’administration de National Fuel Gas Company, ainsi qu’au conseil d’administration de l’American Gas Foundation. Il est également membre du comité directeur de la Stanford Natural Gas Initiative.

M. Carroll est titulaire d’une licence en génie chimique de l’université de Pittsburgh, d’un master en gestion d’entreprise de l’université Lehigh et il a suivi le Stanford Executive Program de la Graduate School of Business à l’université Stanford. © UIG

longtemps reconnue comme le centre névralgique des décideurs politiques à l’échelle internationale, le WGC 2018 aura pour thème « fueling the future » et saura, espérons-le, mettre en évidence les opportunités de croissance du marché gazier mondial, même dans un monde sous contrainte carbone1.

Il y a de forts enjeux autour des fuites de méthane. Quelle est la position de l’UIG à ce sujet ?

La réduction des gaz à effet de serre qui contribuent au changement climatique est une priorité pour l’UIG et ses membres. Il importe de veiller à ce que le gaz conserve un rôle de premier plan dans le bouquet énergétique mondial.

L’UIG reconnait l’importance de la réduction des émissions de méthane issues de la chaîne de valeur du gaz et a créé une task force qui travaillera en étroite collaboration avec l’industrie dans le but de : renforcer la confiance dans l’exactitude des processus de mesure, quantification et déclaration des émissions de méthane ; réduire systématiquement les émissions de méthane grâce aux bonnes pratiques de gestion opérationnelle, y compris le partage des programmes de détection et réparation des fuites (LDAR) à l’échelle de l’industrie ; soutenir le développement et le déploiement commercial rapides de technologies éco-

nomiques de détection, mesure et réduction des émissions ; partager dans l’ensemble de la chaîne de valeur les bonnes pratiques favorisant des approches économiques et pragmatiques en matière de mesure, quantification, déclaration et réduction des émissions de méthane.

Au travers d’études dédiées, l’UIG milite pour l’adoption du gaz naturel dans les mégapoles qui selon vous contribue nettement à réduire les émissions de gaz à effet de serre et les polluants atmosphériques. Avez-vous l’impression que les dirigeants des grandes mégalopoles intègrent de plus en plus les enjeux autour de la qualité de l’air dans le choix de leur politique énergétique ?

La qualité de l’air est une priorité de notre présidence depuis le début. Les effets sur la santé et la qualité de vie imputés à la mauvaise qualité de l’air par l’Organisation mondiale de la santé, les Nations unies et d’autres organisations sont véritablement effarants. Et nous estimons que ce problème a parfois été négligé par les décideurs politiques et les autorités du monde de l’énergie. Les risques liés à la mauvaise qualité de l’air, en particulier les effets à long terme des particules fines, sont trop grands pour que l’on puisse les ignorer. Un nombre croissant de villes s’attaquent de front au défi de la qualité de l’air.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 5

ENTRETIEN

Au cours des dix-huit derniers mois, l’UIG a fait paraître plusieurs publications comprenant des études de cas sur des villes du monde entier. Nous avons ainsi documenté des améliorations de la qualité de l’air découlant de la mise en œuvre de plans basés sur la substitution des carburants, les systèmes à haute efficacité énergétique et les modes de transports alternatifs. Ces études de cas sont disponibles sur notre site web et comportent également des recommandations politiques. Le dernier rapport que nous avons remis à la présidence allemande du G20 porte sur le transport maritime et identifie les opportunités et obstacles associés à la réduction de la pollution dans les villes portuaires attribuée à la combustion des fuels lourds. Dans certaines villes portuaires telles que Hong Kong, le trafic maritime est responsable de la moitié des polluants toxiques. Cela devrait suffire à attirer l’attention des responsables gouvernementaux. Et les décideurs politiques réagissent. Par exemple, l’Organisation maritime internationale a décidé de réduire le taux de soufre dans le carburant marin dès 2020. L’application rigoureuse de cette nouvelle norme devrait se traduire par un air plus propre et un recours accru au gaz dans ce secteur.

Ces dix dernières années, les échanges gaziers internationaux ont bondi de 58 % par rapport à une augmentation de la consommation de 31 %. Le marché gazier s’internationalise de plus en plus. Quels sont les grands enjeux géostratégiques des prochaines années pour votre industrie ?

Nous observons une hausse des échanges mondiaux de GNL : il représente aujourd’hui plus d’un tiers du commerce mondial et devrait dépasser les 50 % d’ici 2040, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Le GNL a enregistré une croissance plus de deux fois supérieure à la croissance de la demande de gaz, avec une augmentation substantielle du nombre des exportateurs et importateurs ces cinq dernières années. Encourager la poursuite de la construction d’infrastructures, gérer le risque d’investissement et appliquer des technologies innovantes contribueront à une baisse des coûts et à des économies d’échelle.

Un autre défi est la sécurité de la demande. Nous devons veiller à ce que les politiques énergétiques permettent aux utilisateurs du gaz naturel de profiter de ses avantages.

L’UIG n’a pas ménagé ses efforts pour délivrer des informations et des recommandations politiques pertinentes aux décideurs politiques clés internationaux et nationaux concernant le rôle du gaz dans le futur bouquet énergétique. Nous devons continuer à travailler ensemble en tant qu’industrie et avec nos clients des secteurs de l’électricité, du transport et autres afin d’améliorer l’efficacité et la performance globale. Cela signifie plaider en faveur de politiques qui reflètent le rôle crucial joué par le gaz en tant que complément flexible d’autres sources énergétiques, y compris les énergies renouvelables intermittentes. L’industrie doit rester déterminée à investir dans la chaîne de valeur du gaz naturel afin de se prémunir contre les chocs d’offre qui pourraient saper la confiance en la sécurité de l’offre et/ou provoquer des hausses de prix.

L’UIG s’est beaucoup engagée sur la scène internationale ces dernières années, en affichant sa volonté de travailler avec de grandes institutions comme l’ONU ou la Banque mondiale. Quel premier bilan dressez-vous de cette nouvelle approche ?

L’UIG travaille depuis longtemps en collaboration avec des décideurs politiques influents afin de faire évoluer les choses de façon positive. Nous allons poursuivre dans cette voie. Les Nations unies et la Banque mondiale méritent d’être félicitées pour les efforts qu’elles déploient en vue d’améliorer la qualité de vie des citoyens partout dans le monde. L’accès à une énergie abordable constitue un élément critique de cette démarche. L’énergie permet de meilleures opportunités éducatives, de meilleurs soins de santé, un environnement plus sûr, un air plus propre et de meilleures opportunités économiques. Cependant, pour atteindre ces résultats désirés, il faut construire des infrastructures énergétiques de toutes sortes, allant des énergies renouvelables aux combustibles fossiles.

Construire des infrastructures demande des investissements, mais il n’y a pas d’investissements sans investisseurs motivés et solvables et sans un environnement réglementaire prévisible, soutenu par des perspectives de demande favorables. Les politiques et les programmes de la Banque mondiale et des Nations unies destinés à consolider des éléments du processus de prise de décision d’investissement ont un impact clair et direct sur la

« Les risques liés à la mauvaise qualité de l’air, en particulier les effets à long terme des particules fines, sont trop grands pour que l’on puisse les ignorer. Un nombre croissant de villes s’attaquent de front au défi de la qualité de l’air. » o

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ENTRETIEN

« Aux États-Unis, l’industrie et les décideurs politiques considèrent le gaz comme une voie sûre pour maintenir la compétitivité économique et parvenir à un environnement plus propre. J’ai le sentiment que l’administration actuelle reconnaît et soutient activement les contributions du gaz naturel à l’économie et à notre environnement. » construction d’infrastructures. L’UIG coopère avec les deux organisations sur différents fronts : elle apporte un soutien et fournit des informations aux décideurs politiques clés et rapproche l’industrie des communautés afin d’améliorer l’accès à une énergie abordable, permettant ainsi à chacun de profiter des avantages que le gaz naturel peut apporter.

Les membres de l’UIG représentent 90 % du marché mondial du gaz. Quels rôles doivent-ils jouer pour l’accès à l’énergie dans les pays du Sud ?

Nos membres actuels doivent continuer à encourager l’engagement actif des nouveaux membres, en leur montrant de façon concrète les formidables avantages qu’ils peuvent tirer de leur adhésion à l’UIG, tels que réseauter avec des pairs du monde entier, identifier des opportunités potentielles de marché, partager des connaissances technologiques et des pratiques opérationnelles et établir des partenariats formels et informels. Nous devons faire en sorte que les décideurs politiques des régions développées prennent toujours en compte les défis et opportunités uniques associés au monde en développement à l’heure de décider de soutenir la construction d’infrastructures énergétiques dans d’autres régions. Des facteurs locaux tels que le type et la quantité de ressources énergétiques locales, la maturité de l’environnement règlementaire, le niveau de qualification de la main d’œuvre, la situation en matière de sécurité et le profil de risque de l’investissement influent sur la capacité d’un pays à élargir l’accès à une énergie abordable. Les sociétés les plus avancées ont fortement bénéficié d’un éventail diversifié de ressources d’énergie et des investissements réalisés au fil des ans. Le gaz a contribué pour une large part à ce succès et devrait être le combustible de base pour les décennies à venir.

Les perspectives pour le secteur gazier demeurent très favorables aux États-Unis. Aujourd’hui, le gaz naturel représente environ 28 % de la production d’énergie directe et ce chiffre devrait atteindre 40 % d’ici 2040 selon le rapport « AEO2017 » de l’Energy Information Agency (EIA) américaine. Le gaz de schiste est bien entendu un élément moteur. Plus de la moitié du gaz produit aux ÉtatsUnis provient des ressources de schiste. Selon les prévisions de l’EIA, le gaz de schiste représentera les deux tiers de la production de gaz d’ici 2040. Les avancées rapides dans la caractérisation des ressources, les techniques de production et les pratiques d’exploitation font de cette ressource critique un combustible plus compétitif que jamais.

Le Potential Gas Committee, en collaboration avec l’American Gas Association (AGA), a publié récemment son rapport biennal 2016, lequel indique que les États-Unis possèdent des ressources techniquement récupérables de gaz naturel d’environ 2 817 billions de pieds cubes (Tcf) restant à découvrir, soit une hausse de 12 % par rapport aux niveaux record mentionnés dans le précédent rapport 2014.

La croissance de la demande de production d’électricité, le secteur industriel et le marché d’exportation émergent de GNL contribueront à une hausse significative de la demande. L’industrie et les décideurs politiques considèrent le gaz comme une voie sûre pour maintenir la compétitivité économique et parvenir à un environnement plus propre.

J’ai le sentiment que l’administration actuelle à Washington reconnaît et soutient activement les contributions du gaz naturel à l’économie et à notre environnement. La révolution du gaz de schiste américain n’en est qu’à ses débuts.

Propos recueillis par Laura Icart 1

Vous trouverez de plus amples informations sur le WGC 2018 sur notre site web, www.wgc2018.com, Twitter et LinkedIn.

En Europe, le marché américain est surtout synonyme de gaz de schiste. Quelle est la place du gaz naturel aux États-Unis ? Cette place peut– elle évoluer sous la présidence Trump ?

Il est vrai qu’aujourd’hui aux États-Unis la production de gaz naturel et la consommation de gaz naturel atteignent des niveaux record, et la marge de progression est énorme.

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DOSSIER

DEMAIN LE GAZ Au sommaire de ce dossier : Contexte | Le gaz, une énergie au service de l’avenir Dossier en image | par Guillaume Marc

Gaz et territoire

Rencontre | Franck Wintenberger, GRDF Énergie GPL | L’alliée des territoires Technologie | Génération Gaya

Gaz et Europe

Cartographie | Panorama des approvisionnements gaziers en Europe Interview | Diederik Peereboom, Burson Marsteller

Les nouveaux usages du GNL

Interview | Alain Giacosa, plateforme GNL carburant marin et fluvial Point de vue | Pourquoi le small scale LNG pourrait être la prochaine révolution Innovation | À l’assaut de la Manche

Gaz et climat

Interview | Olivier Imbault, Business Europe Politique | Un plan climat ambitieux Santé publique | Faire face à la pollution de l’air Tribune libre | Philippe Charlez, expert énergéticien

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8 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

DOSSIER

CONTEXTE

Le gaz, une énergie au service de l’avenir L’énergie gaz a de multiples adeptes dans le monde. C’est d’ailleurs la troisième source d’énergie la plus utilisée à l’échelle internationale. À l’heure de la transition énergétique, dans un contexte mondial où les questions climatiques sont toujours plus présentes dans les débats politiques et sociétaux, les atouts du gaz sont de plus en plus reconnus.

L’industrie gazière, pleinement mobilisée, veut faire entendre sa voix pour être davantage qu’une énergie de transition. Une énergie durable à part entière.

Q

uel avenir pour le gaz ? Assurément bon pour un grand nombre d’experts qui prévoient une forte croissance, dans le monde, de la demande et de la production de gaz naturel. Les ressources en gaz naturel représenteraient même près de deux siècles de consommation.

Vecteur de la transition énergétique sur les territoires En France, pays singulier en Europe dont le mix énergétique est dominé par l’énergie nucléaire, le gaz occupe cependant une place importante dans le paysage énergétique.

Hautement présent dans les villes, il est également dans les zones rurales éloignées et dans les îles grâce aux GPL. Fort d’un maillage territorial particulièrement dense, le gaz est solidement installé dans le quotidien des Français. Promouvoir le gaz, développer des projets innovants dans les territoires, rendre cette énergie plus durable avec le développement des gaz verts, qui sont au cœur de l’économie circulaire : tels sont les défis et les ambitions de l’industrie gazière qui milite depuis plusieurs années pour que le gaz avec ses atouts et sa polyvalence soit reconnu comme une énergie d’avenir, alliée de la transition énergétique.

Pour lutter contre la pollution de l’air Dans la lutte contre le réchauffement climatique, le gaz a également un rôle de premier plan à jouer, notamment sur la qualité de l’air. Devenue un véritable fléau dans nos sociétés, la pollution de l’air extérieure et intérieure cause chaque année selon l’Organisation mondiale de la santé (OMS) 5,5 millions de décès prématurés dans le monde.

C’est plus que le sida ou le paludisme. En France, le chiffre avoisine les 50 000 décès par an. La mobilité gaz, par ses qualités intrinsèques, qu’elle soit terrestre ou maritime, pourrait permettre de lutter efficacement contre ce problème. À ce titre, le GNL carburant maritime et fluvial a une belle place à prendre sur les navires et dans les ports. Émettant une faible quantité d’oxyde de soufre, d’oxyde d’azote et de particules fines, et en réduisant celle du C02 de 25 %, le GNL apparaît aujourd’hui comme le meilleur moyen de répondre aux objectifs de réduction des émissions fixés par l’Union européenne et par l’Organisation maritime internationale (OMI), dans un secteur maritime

© GRDF

vivement critiqué ces dernières années pour la pollution phénoménale générée notamment par les croisiéristes.

Vers une diversification de l’approvisionnement gazier Autre sujet devenu central en Europe : la question de l’approvisionnement gazier. Depuis la crise de 2009, les Européens ont adopté (en février) un nouveau règlement pour sécuriser les approvisionnements gaziers. Eux, qui restent fortement dépendants des importations de gaz, veulent développer de nouvelles routes pour le gaz tout en diversifiant les sources de production. Une forte dépendance énergétique qui concerne également la France (plus de 98 %).

Mais notre pays disposant d’un approvisionnement gazier diversifié avec des importations en provenance de plusieurs pays (Norvège, Russie, Pays-Bas…) et d’un approvisionnement en GNL grâce à nos quatre terminaux méthaniers, les risques sur la sécurité d’approvisionnement gazière en France restent faibles.

Dans les territoires, en Europe, sur les questions climatiques mais également dans le développement de nouveaux usages, le gaz est présent et entend se construire un avenir des plus durables.

Laura Icart Voir « La mobilité terrestre gaz », Gaz d’aujourd’hui, 1-2017.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 9

DOSSIER

DOSSIER EN IMAGE / PAR GUILLAUME MARC

GAZ ET TERRITOIRE

GAZ ET EUROPE

LES NOUVEAUX USAGES DU GNL

GAZ ET CLIMAT o

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DOSSIER

GAZ ET TERRITOIRE / RENCONTRE

Franck Wintenberger, GRDF Le directeur territoires et projets d’avenir de GRDF évoque pour nous la stratégie territoriale du distributeur de gaz naturel en matière d’efficacité énergétique.

Comment GRDF identifie et accompagne les collectivités locales dans le développement de leurs stratégies énergétiques ?

Le réseau de gaz naturel exploité par GRDF est la propriété de plus de 9 500 communes aux côtés © GRDF desquelles nous travaillons quotidiennement. Pour faciliter le diagnostic énergétique du territoire, nous fournissons et contribuons à l’analyse des données de consommation et de production de gaz de la collectivité à une maille infra-communale. Nous présentons également les potentiels du réseau pour développer de nouveaux usages, faciliter l’injection de biométhane ou encore renforcer les économies d’énergie. Lors de la construction de leur stratégie, GRDF se positionne en tant que partenaire des collectivités territoriales pour identifier les projets qui peuvent enrichir le plan d’actions local : rénovation des logements, efficacité énergétique dans les bâtiments, conversion de flottes de véhicules au GNV et déploiement de stations d’avitaillement, projets de méthanisation. Nous les accompagnons également dans l’optimisation de leur mix énergétique territorial au sens large : des projets de rénovation à la réduction de la pollution liée à la mobilité, en apportant notre expertise des solutions gaz et des opportunités apportées par le réseau gaz naturel dans les schémas de politique énergétique. Nous valorisons également les solutions innovantes qui pourraient être testées sur le territoire. Enfin, GRDF accompagne les collectivités locales dans la mise en œuvre de ces projets et participe activement à la transition énergétique des territoires.

Est-ce le même processus pour les clients industriels ?

La demande de raccordement au réseau de distribution de gaz naturel, que cela soit pour un site existant ou nouveau, est un levier essentiel. Dans ce deuxième cas de figure en particulier, ce type de sollicitation implique souvent un projet de nouvelle desserte ou d’extension de réseau. Par voie de conséquence, l’étude d’extension du réseau à la zone concernée est également abordée avec les collectivités locales. Plus globalement, GRDF accompagne les clients industriels dans le choix de leur solution énergétique à l’aune de trois axes principaux : performance énergétique,

performance environnementale et performance économique, afin de pérenniser l’activité économique du site et donc du territoire concerné.

GRDF a renouvelé en février dernier sa convention avec le Syndicat national de la maintenance et des services en efficacité énergétique (Synasav).

Quelles sont les actions qui ont été déjà mises en place dans les territoires ? Quels sont les objectifs de ce nouveau partenariat ? À l’échelle nationale, GRDF et le Synasav ont œuvré à la mise en place d’un comité de partenariat qui se réunit tous les trimestres afin de promouvoir le gaz naturel par la mise en avant de la compétitivité du gaz naturel et des produits proposés (chaudières connectées, poêles et cheminées gaz, etc.). Par ailleurs, GRDF participe aux rencontres régionales annuelles du Synasav qui, cette année, ont porté sur le compteur communicant gaz et sur la chaudière connectée.

Un groupe de travail a aussi été créé sur le sujet de la conversion gaz B/gaz H afin de permettre une meilleure synergie à la maille régionale.

Pouvez-vous nous dire aujourd’hui comment les collectivités perçoivent le développement du biométhane ?

Le développement de la production décarbonée d’énergie est un moyen pour les territoires de réaliser la transition énergétique et de réduire les émissions de gaz à effet de serre liées à la consommation d’énergie. La production de biométhane permet ainsi de produire une énergie locale renouvelable tout en participant au développement de l’économie circulaire du territoire. Au vu des retours terrain, l’intégration d’un volet gaz renouvelable dans les documents de planification énergétique fait l’objet d’un quasi consensus. La méthanisation est perçue positivement par les collectivités locales interrogées qui lui reconnaissent de nombreux atouts. Elle est une réponse incontournable à la problématique de gestion des déchets à l’échelle locale, elle est un vecteur d’autonomie énergétique renforcée pour les territoires et elle s’inscrit dans une logique vertueuse d’économie circulaire permettant de valoriser des circuits courts de production d’énergie. Les projets de biométhane permettent en outre de valoriser la filière agricole locale en assurant notamment aux agriculteurs des compléments de revenus. Ils contribuent aussi au maintien et à la création d’emplois locaux non délocalisables.

Propos recueillis par Laura Icart

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 11

DOSSIER

GAZ ET TERRITOIRE / ÉNERGIE GPL

L’alliée des territoires Si aujourd’hui l’énergie GPL représente près de 1,3 % du mix énergétique national, elle est pourtant très répandue sur nos territoires. Le butane et le propane permettent de fournir une solution gaz aux particuliers et aux professionnels des 27 000 communes non reliées au réseau de gaz naturel via les réseaux canalisés de gaz propane et la distribution en bouteille et en citerne, contribuant à l’approvisionnement énergétique en gaz nos territoires les plus éloignés.

Analyse.

L

’attrait des particuliers pour l’énergie GPL ne date pas d’hier. Plébiscitée pour répondre à leurs besoins en cuisson, en eau chaude sanitaire et en chauffage, l’énergie GPL constitue pour plusieurs millions de foyers une alternative au fuel et au tout électrique. Preuve en est, les volumes de gaz en réseau canalisé ont augmenté de 5,6 % et le nombre d’installations neuves a bondi de près de 6 %. Des chiffres en constante hausse depuis 2010.

Le boom des réseaux canalisés de gaz propane Seize ans après l’ouverture du marché du gaz et dans un contexte de décentralisation énergétique, l’installation des réseaux de propane est en croissance dans les collectivités et auprès des bailleurs sociaux et des syndicats de copropriété. Fin 2016, on recensait en France 272 réseaux en délégation de service public (+ 7 par rapport à 2015) et 3 179 résultant de contrats commerciaux de droit privé (+ 189) pour desservir des logements collectifs, lotissements, institutions publiques ou encore des zones d’activités. Au total ce sont 49 290 foyers, entreprises et bâtiments publics (+ 5,8 %) qui utilisent quotidiennement le propane issu des réseaux, représentant un volume commercialisé de 58 084 tonnes en 2016 (+ 5,6 %). « Le réseau canalisé de propane contribue à la diversification énergétique des territoires et permet aux consommateurs de bénéficier des atouts d’une solution gaz en réseau : une énergie à prix compétitif moins polluante que le fuel et moins chère que l’électricité » souligne Joel Pedessac, directeur général du Comité français du butane et du propane (CFBP). Une diversification que l’on constate dans plusieurs départements comme en Creuse, où l’énergie propane délivrée en réseau canalisé enregistre une hausse de ventes de presque 16 % par rapport à l’année précédente. À l’heure de la transition énergétique, cette hausse devrait perdurer dans nos territoires.

En légère perte de vitesse ces dernières années et bénéficiant d’un tarif moins attractif que le propane issu des réseaux, le gaz en bouteilles et le propane en citerne restent tout de même bien implantés dans notre pays et constituent une énergie complémentaire indispensable pour les foyers qui n’ont pas accès au gaz naturel.

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12 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

Des ventes de gaz en bouteille en demi-teinte En 2016, si la diminution des ventes de gaz en bouteilles s’est poursuivie, 10 millions de foyers l’utilisent toujours.

Selon le CFBP, « le volume de vente a atteint 428 000 tonnes en 2016 (- 2,7 % par rapport à 2015) et concerne avant tout les bouteilles de 13 kg. Sur le marché du conditionné domestique, la baisse est aussi de 4 % alors que le propane en bouteille stagne à - 1 % ». En France, cinq grands fournisseurs se partagent ce marché. Butagaz compte environ 15 millions de bouteilles vendues l’an passé à 4 millions de clients. Antargaz, Primagaz et Finagaz occupent également une place de choix sur ce marché et desservent l’ensemble du territoire français. Vitogaz est essentiellement présent en région parisienne et dans le nord de la France.

Un marché du gaz propane en citerne stable En 2016, le marché du gaz propane en citerne est resté stable. Le marché domestique est en légère baisse (- 0,4 %) alors que les marchés professionnels consommateurs de moins de 80 tonnes enregistrent une hausse de 3 %. Les citernes de propane alimentent près 600 000 particuliers, parmi lesquels un grand nombre de professionnels de l’élevage et de l’agriculture et 250 000 industriels.

Une certitude demeure : dans les 27 000 communes où le gaz naturel n’est pas présent, l’énergie GPL permet de répondre à nos besoins énergétiques quels qu’ils soient, grâce à leur disponibilité sous forme de réservoirs aériens ou enterrés, de bouteilles ou de réseaux canalisés. Ainsi, tout cumulé, le gaz naturel et l’énergie GPL couvrent 100 % du territoire français.

Laura Icart

DOSSIER

GAZ ET TERRITOIRE / TECHNOLOGIE

Génération Gaya La visite le 26 mai, du nouveau ministre de la Transition écologique et solidaire Nicolas Hulot sur la plateforme Gaya, projet phare d’Engie dans la production de gaz renouvelable à partir de biomasse sèche, a donné un coup de projecteur à la dimension renouvelable du gaz naturel. Focus.

L

a France s’est fixé d’ambitieux objectifs en matière de développement du gaz renouvelable, avec une cible de 10 % dans le réseau d’ici 2030. Le groupe Engie s’est engagé dans un certain nombre de projets sur l’ensemble de la filière du biométhane et a accru son développement ces dernières années avec un objectif annoncé de 5 % de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel en 2020 et 20 % en 2030. La plateforme Gaya, située au cœur de la vallée de la chimie à Saint-Fons (Rhône), est avant tout un défi technologique, combinant l’innovation industrielle et les ressources présentes sur le territoire.

Un projet innovant C’est en 2010 qu’Engie a lancé Gaya, un projet de démonstration de la conversion biomasse sèche-gaz, déployé avec dix autres partenaires. Gaya vise à tester la production de biométhane à partir de biomasse sèche collectée dans un rayon de 50 à 70 kilomètres autour de Saint-Fons. Sa finalité est de permettre la production d’un gaz vert économique et écologique, dit de deuxième génération : un biométhane produit à partir de ressources 100 % renouvelables. Pour Didier Holleaux, directeur général adjoint d’Engie : « Le gaz est le meilleur allié de la révolution énergétique. Avec Gaya, nous explorons une filière très innovante de production durable et flexible d’un gaz vert à l’échelle locale dans de petites unités à partir de résidus secs tels que le bois. » Au cœur du territoire rhodanien Un concept industriel décentralisé s’appuyant sur deux forces du territoire français : une ressource en biomasse abondante et une infrastructure gazière maillée. L’ambition du projet Gaya est le développement d’une filière locale de production de biométhane gazeux par gazéification de la biomasse sèche. Une filière industrielle innovante, fiable, rentable, à haut rendement énergétique qui s’inscrit dans une perspective de valorisation durable de la biomasse. À la clé, un biométhane commercialisable en tant que carburant ou combustible gazeux transportable via le réseau de gaz naturel. Gaya se différencie aussi des autres démonstrateurs, car ce projet veut avant tout répondre à des besoins décentralisés, de plus petite taille, de l’ordre de 1 MW, pour s’approvisionner au plus près des gisements locaux de biomasse, réduire le transport et minimiser l’empreinte carbone. « Gaya contribue au dynamisme des territoires dans

© ENGIE

une approche durable » conclut Didier Holleaux. Un projet qui a nécessité 57 millions d’euros d’investissement, dont 17 millions ont été financés par l’Ademe, au titre de son programme d’investissements d’avenir.

Une filière en devenir Depuis 2016, Engie et ses partenaires effectuent différents tests pour préparer la filière, la rendre compétitive et viable sur le long terme. Depuis 2017, la plateforme génère des données scientifiques. Les données les plus attendues sont liées à la qualité et la quantité de gaz en fonction de la biomasse introduite mais aussi les déchets de combustion, en particulier les goudrons qui peuvent affecter le fonctionnement des machines. Le groupe énergétique français annonce une mise en service complète cette année avec un démarrage progressif des différents procédés. Cette expérience et les données recueillies seront, selon Engie, un atout majeur pour l’industrialisation de la filière à l’horizon 2020.

L.I.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 13

DOSSIER

GAZ ET EUROPE / CARTOGRAPHIE

Panorama des approvisionnements gaziers en Europe

109,8 GM3

NORVÈ

GE

S

écuriser et diversifier l’approvisionnement énergétique gazier, c’est le grand objectif de l’Union européenne. Les politiques énergétiques de la Commission européenne mettent l’accent depuis plusieurs années sur un approvisionnement en gaz fiable, compétitif et respectueux du climat. Cette dépendance du continent aux importations énergétiques, notamment gazières, est au centre des préoccupations de l’Union de l’énergie. La stratégie européenne pour la sécurité énergétique et les tests de résistance du système gazier européen effectués en 2014 ont révélé que plusieurs pays européens sont encore vulnérables aux ruptures d’approvisionnement. Le gaz couvre environ un quart des besoins énergétiques de l’UE. La consommation actuelle de gaz de l’UE est d’environ 400 milliards de mètres cubes par an et devrait rester relativement stable au cours des prochaines années. L’UE importe environ 65 % de son gaz, principalement de Russie, de Norvège et d’Algérie. En février 2016, la Commission a publié un Winter Package identifiant les projets d’infrastructures prioritaires, notamment en matière d’interconnexions réseau et de stockage, et préconisant une meilleure coopération entre pays de l’UE via le marché intérieur intégré. Si la Commission encourage le recours au GNL afin de diversifier les partenaires commerciaux de l’Europe, son utilisation à l’est de l’Europe sera un enjeu important. Enfin, les nouvelles règles sur la sécurité d’approvisionnement adoptées en avril dernier garantissent que les États membres suivent une approche commune et coordonnée à l’échelon régional pour les mesures concernant la sécurité d’approvisionnement. Un principe de solidarité, en cas de crise gazière, a été également adopté.

Taux de dépendance au gaz (2015) Gazoducs existants

De 90 % à 100 %

Gazoducs en projet

Entre 60 % et 90 %

IRLANDE 96,5 % ROYAUME-UNI 41,8 %

PAYS - 32

9,6 GM3

BELGIQU 99,0 %

QATAR : 9,6 GM3

LUXEMB 99,4

2,7 GM3

QATAR : 2,7 GM3

FRANCE 98,7 %

PORTUGAL 99,8 % ESPAGNE 96,9 %

Source d’approvisionnement UE (2016)

Entre 0 % et 60 %

Flux GNL (2016)

Exportateur

13,2 GM3

NIGERIA : 4,5 GM3 ALGÉRIE : 2,9 GM3

Cette cartographie se veut une représentation simplifiée et non exhaustive des approvisionnements gaziers en Europe.

Sources : Eurostat - BP statistical rewiew of world energy (juin 2017). o

14 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

DOSSIER

RU

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FINLANDE 99,7 %

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166 GM3

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NORDSTREAM II

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M D YA1997) ILLIAR

(2019) 27,5 MILLIARDS DE M3

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33

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(2011) 27,5 MILLIARDS DE M3

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LITUANIE 99,7 % RUSSIE

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ALLEMAGNE 90,1%

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RÉPUBLIQUE TCHÈQUE 95,1 % SLOVAQUIE 95,1 %

ALGÉRIE : 6,2 GM3 NIGERIA : 1,9 GM3

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9,7 GM3

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SERBIE 79,2 %

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ITALIE 90,4 %

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SLOVÉNIE 99,6 % CROATIE 27,1 %

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HONGRIE 69,7 %

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UKRAINE

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ALGÉRIE : 4,4 GM3 NIGERIA : 1,4 GM3

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 15

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DOSSIER

GAZ ET EUROPE / INTERVIEW Diederik Peereboom, directeur principal chez Burson Marsteller et président de l’EMEA Energy Practice

« Le gaz a réussi à se positionner comme la meilleure option face à des solutions d’énergies renouvelables dont les performances sont parfois incertaines et variables » Gaz d’aujourd‘hui a demandé à Diederik Peereboom, directeur au sein de l’agence internationale de communication Burson Marsteller et président de l’EMEA Energy Practice, spécialiste des questions de politiques énergétiques en Europe, de dresser un panorama de la situation gazière en Europe et des défis qui attendent l’UE ces prochains mois.

Le gaz couvre environ un quart des besoins énergétiques de l’Union européenne. La consommation actuelle de gaz de l’UE est d’environ 400 milliards de mètres cubes par an et devrait rester relativement stable au cours des prochaines années. Quels sont les grands défis pour le secteur gazier en Europe ?

L’Union européenne souhaite évoluer vers un système énergétique reposant sur des sources d’énergie renouvelables et à faible teneur en carbone. Cette transition permettrait notamment de réduire notre dépendance vis-à-vis de fournisseurs externes tels que la Russie. Le gaz a l’avantage d’être plus vendeur que le charbon. Il a réussi à se positionner comme la meilleure option face à des solutions d’énergies renouvelables dont les performances sont parfois incertaines et variables. L’industrie du gaz fait face à trois principaux problèmes. Tout d’abord, le gaz est une énergie fossile qui rejette du dioxyde de carbone dans l’atmosphère.

Ensuite, la majeure partie du gaz consommé dans l’UE vient de plus en plus d’approvisionnements extérieurs. En effet, l’amenuisement des ressources locales en gaz couplé à une demande stable résultent en une demande croissante pour un approvisionnement à l’étranger. Beaucoup d’hommes politiques cherchent à éviter cette situation de dépendance qui se révèle problématique pour toute l’industrie du gaz européen. Enfin, le secteur du gaz fait face à un challenge quant à la question de l’emploi et plus particulièrement chez les jeunes. Pour beaucoup d’entre eux, il est plus attrayant de travailler dans un secteur nouveau, tel que celui des énergies renouvelables, plutôt que pour celui du gaz qui est déjà bien établi.

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16 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

Les négociateurs du Conseil et du Parlement européen sont parvenus le 26 avril à un accord sur le nouveau règlement concernant la sécurité d’approvisionnement en gaz, qui vise à prévenir les crises d’approvisionnement. Quels sont les grands points de cet accord ? Quels sont les principales améliorations à attendre de cette nouvelle réglementation ?

L’accord se divise en trois points principaux. Premièrement, l’introduction d’un principe de solidarité : en cas de crise grave et, en dernier ressort, les États membres voisins aideront à garantir la fourniture de gaz aux ménages et aux services sociaux essentiels (services de sécurité, soins de santé par exemple). Cela veut dire que si l’Italie fait face à une crise d’approvisionnement en gaz, la France sera sollicitée pour lui venir en aide. Deuxièmement, une coopération régionale renforcée : des groupes de pays se réuniront afin d’établir ensemble une évaluation plus précise des risques de crise gazière. Ils élaboreront également ensemble une série de mesures qui viseront à la fois à éviter ce type de situation mais aussi à anticiper sur le mode de réaction dans un contexte de crise.

Troisièmement, plus de transparence : les contrats de long terme pris par les entreprises de gaz naturel et pertinents pour la sécurité d’approvisionnement (28 % de la consommation annuelle de gaz dans l’État membre) devront automatiquement être notifiés à la Commission européenne et aux autres États membres dès leur conclusion.

DOSSIER

© BURSON MARSTELLER

La Commission concentre beaucoup de ses actions dans les interconnexions gazières. Pourquoi justement faut-il renforcer ces interconnexions et quelles sont les avantages à être sélectionné dans la liste de projets d’intérêts communs (PIC) ?

Les interconnexions sont importantes pour la sécurité d’approvisionnement dans l’UE. Considérant la dépendance croissante de l’UE en gaz importé, il est essentiel de pouvoir effectivement le transporter là où se trouve la demande. Les interconnexions font parties de la liste des PIC. Quand un projet fait partie de cette liste il bénéficie d’obtentions de permis et d’évaluations environnementales beaucoup plus rapidement. Cela veut aussi dire que le concepteur du projet n’a besoin de se référer qu’à un seul point de contact pour toutes les démarches administratives et diverses procédures. Enfin, les projets inscrits sur la liste des PIC ont la possibilité de recevoir une aide financière au titre du mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE) sous la forme de subventions ou d’instruments financiers novateurs.

La directive prévoit des points de recharge pour les véhicules électriques. Le gaz a aussi un rôle à jouer dans le secteur de la mobilité propre et dans la lutte contre la pollution de l’air. Qu’en pensez-vous ?

Le gaz peut jouer un rôle pour le secteur des transports et de la mobilité propre. Il en joue d’ores et déjà un avec le gaz de pétrole liquéfié et les véhicules au gaz naturel comprimé. Par ailleurs, la France et le Royaume-Uni ont annoncé leur intention de mettre un terme aux ventes de voitures à essence et diesel. Ce type de décision pourrait permettre au gaz de se positionner et de répondre à la demande de

carburant pour le secteur des transports. Cependant, il ne faut pas perdre de vue que l’UE est très orientée vers l’énergie électrique. À cet égard, dans le futur, les centrales nucléaires pourraient jouer un rôle décisif pour les véhicules électriques dont le nombre ne cesse d’augmenter.

Que peut-on répondre aux acteurs gaziers qui disent que l’objectif de réduction du CO2 devrait prévaloir sur tous les autres ?

L’accord de Paris a confirmé que la question du changement climatique est un des plus grands défis auquel nous faisons face aujourd’hui. La réaction qui a suivi l’annonce du retrait du gouvernement américain prouve que les principales puissances mondiales continuent de soutenir cet accord et ses objectifs. La question n’est plus de savoir si nous devons réduire l’émission des gaz à effet de serre mais comment. À ce titre, l’industrie, les gouvernements et les citoyens doivent trouver ensemble une solution viable et qui permettra au secteur de continuer à fonctionner tout en assurant un approvisionnement en énergie abordable pour tous. En tant que principal fournisseur d’énergie, l’industrie du gaz a un rôle crucial à jouer dans l’avenir.

Propos recueillis par la rédaction de Gaz d’aujourd’hui

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 17

DOSSIER

LES NOUVEAUX USAGES DU GNL / INTERVIEW Alain Giacosa, directeur de la plateforme GNL carburant marin et fluvial

« Il faut créer une équipe de France du GNL carburant marin et fluvial ! » Cette année a été lancée en France une plateforme interprofessionnelle promouvant le GNL carburant marin et fluvial. Sa première assemblée générale s’est réunie en juillet. Son directeur évoque pour nous son rôle et ses projets à venir.

© TOTAL

La plateforme capitalise un grand nombre de professionnels du secteur gazier et du monde maritime et fluvial. Pouvez-vous nous rappeler quels sont les enjeux actuels autour du GNL carburant ?

Les enjeux sont en premier lieu environnementaux : le GNL va permettre de réduire de manière significative les émissions dans l’atmosphère du transport maritime et fluvial. Au niveau international, l’Organisation maritime internationale (OMI) a décidé, à partir de 2020, de réduire la teneur en soufre dans tous les carburants marins. Le GNL est le carburant alternatif qui va bien au-delà des exigences de l’OMI fixé à 0,5 %. Le GNL permet aussi de réduire considérablement les émissions d’oxyde de soufre (NOx) et de particules fines. Même constat pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre, de l’ordre de 20 %. De plus, si on fait le ratio tonnes/kilomètres d’un navire voguant au GNL, c’est le carburant qui émet le moins de rejets dans l’atmosphère.

En clair, c’est le carburant alternatif disponible immédiatement qui a le meilleur bilan environnemental. Si le gain environnemental est réel, son utilisation nécessite des investissements importants de la part des armateurs, des ports et une logistique de distribution du GNL qui reste à créer. Il y a des actions à entreprendre comme le transport modal vers le transport maritime et fluvial qui améliorera encore le bilan environnemental en allégeant un trafic routier extrêmement dense. Ils sont aussi industriels. Historiquement, l’industrie française est très présente dans le domaine du GNL, avec notamment Technip ou Sofresid, mais aussi avec des équipementiers comme GTT, sans oublier l’industrie de la construction navale. À ce titre, le savoir-faire français en la matière représente un vivier d’emploi non négligeable.

Autre enjeu important : l’attractivité des ports français. En compétition avec les ports internationaux, il est nécessaire pour nos ports d’aller au-delà de la simple question du volume de soutage, en offrant une gamme de carburant la plus large possible, dont le GNL, pour générer un trafic supplémentaire.

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18 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

Et pourquoi la création d’une telle structure en France ?

Pour fédérer tout simplement l’ensemble des acteurs (armateurs, ports, fournisseurs de gaz) de la filière mais aussi les pouvoirs publics. Il faut créer une équipe de France du GNL carburant marin et fluvial ! Notre objectif est de mettre en place des mesures qui vont favoriser les investissements en faveur du GNL carburant maritime et fluvial.

Vous avez été nommé directeur de la plateforme à l’occasion de l’assemblée générale. Quel est votre parcours et votre expérience du GNL ?

J’ai travaillé pendant trente-deux ans dans le domaine des infrastructures gazières, en commençant à l’aval sur les réseaux de distribution et en remontant toute la chaîne gazière jusqu’aux usines de liquéfaction. Depuis 2001, je travaille spécifiquement dans le domaine du GNL : d’abord au sein de GDF, où je m’occupais de l’analyse technique des installations mondiales de GNL puis, entre 2003 et 2007, lorsque j’ai occupé un poste à la direction en charge des terminaux français. Depuis 2007, j’ai rejoint le groupe Total où je me suis occupé successivement des terminaux d’importation au sein de la branche gas and power et des technologies et de l’innovation pour les usines de liquéfaction au sein de la branche exploration-production. Je participe également depuis sa création, en 2008, à la commission GNL de l’AFG. J’en assure d’ailleurs la présidence depuis 2010.

On assiste à une mobilisation de plus en plus forte des États autour du GNL carburant. Pourquoi maintenant ?

Tout simplement parce que tout se joue actuellement ! Le « Global Cap » [limitation globale des émissions de soufre des navires de 3,5 % à 0,5 %, NDLR], a été confirmé pour 2020.

C’est donc maintenant que les armateurs doivent prendre des décisions. Le contexte politique est favorable et il est nécessaire que la France offre les services de soutage dans ses ports à la flotte mondiale. Il faut se saisir de cette opportunité pour offrir des services qui inciteront les armateurs à sa convertir au GNL. La France peut jouer un rôle moteur dans cet engouement mondial autour du GNL carburant maritime et fluvial.

Propos recueillis par L.I.

DOSSIER

LES NOUVEAUX USAGES DU GNL / POINT DE VUE

Pourquoi le small scale LNG pourrait être la prochaine révolution Gaz d’aujourd’hui a demandé à PwC, cabinet d’audit et de conseil international avec une forte expertise sectorielle dans l’énergie, développant des points de vue sur le marché du gaz et GNL, son analyse sur le marché du small scale LNG. Un marché de niche qui semble pourtant promis à un développement rapide.

Prévision de demande pour le small scale LNG par segment à l’horizon 2030 Tonnes/an en million

100

80

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GNL productions

GNL maritime

GNL transport routier

Total de la demande 2030

Source: Engie, Strategy & research @PwcC.

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ans le secteur du gaz naturel, les discussions tournent autour des grandes tendances : la surproduction, la croissance du trading spot de GNL, les perspectives des méga projets tels que le projet Gorgon à 54 milliards de dollars américains en Australie, etc. Àl’exception d’une poignée d’acteurs, la question du small scale LNG (ssLNG) reste en dehors des radars de l’industrie. À tort. Le terme de ssLNG fait référence à l’utilisation directe de gaz naturel liquéfié dans sa forme liquide, par opposition au schéma classique de regazéification et d’injection dans le réseau de transport de gaz. Les unités de liquéfaction dites « small scale » sont habituellement développées pour des marchés spécifiques et leur capacité de production est inférieure à 500 000 tonnes par an (contre une capacité d’export d’environ 16 millions t/an pour Gorgon). Ces unités de production fournissent des clients finaux situés dans des endroits inaccessibles aux infrastructures traditionnelles, ou qui utilisent du gaz liquide. Il y a trois utilisations principales du ssLNG : le carburant pour bateaux (bunkering), le carburant pour les poids lourds et enfin la production autonome d’électricité dans les zones non raccordées. Le marché est relativement immature mais plusieurs grands énergéticiens s’y investissent déjà, comme Shell, Engie et

Gazprom. La taille du marché devrait atteindre 100 millions t/an en 2030. Compte tenu de la dynamique d’ensemble du marché mondial du gaz naturel – baisse des prix des commodités, surproduction, volonté de réduire les coûts – on pourrait s’attendre à ce qu’aucun segment de ce marché ne parvienne à attirer les investisseurs, mais plusieurs facteurs de poids favorisent la croissance du ssLNG. D’abord, les projets, contrairement aux projets GNL large scale, donnent aux investisseurs des retours sur investissement plus immédiats et potentiellement attractifs à moyen terme. La technologie associée au ssLNG permet d’offrir une solution plug and play qui nécessite moins d’investissements et des délais de mise en service plus courts, réduisant d’autant les risques des projets. Ensuite, le ssLNG est modulable : les opérateurs peuvent facilement ajouter de la capacité pour répondre à l’augmentation de la demande tout en bénéficiant de synergies sur la chaîne logistique.

Cela fait du ssLNG un moyen idéal pour s’adapter aux fluctuations de court terme de la demande. Enfin, grâce à cette flexibilité, le ssLNG peut stimuler la demande dans des segments du marché qui étaient jusqu’à présent peu adaptés au GNL, par exemple la production autonome d’électricité sur les îles et dans des zones isolées.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 19

DOSSIER

De grandes ambitions Aujourd’hui, le ssLNG est encore un marché naissant et de niche, mais il devrait se développer rapidement. En dépit des incertitudes concernant les futures évolutions réglementaires et la perception qui touchent plusieurs applications, et des éventuels problèmes de sécurité (en particulier pour le bunkering), le marché reste attractif au regard de nombreux critères : • le ssLNG est globalement une activité profitable, avec des coûts d’investissement relativement plus faibles que dans le secteur traditionnel du GNL ; • la demande de GNL pour le bunkering se concentre sur quelques ports et quelques clients clés. Les besoins d’investissement élevés par rapport aux autres domaines d’application – 30 à 60 millions d’euros pour une unité de stockage d’une capacité de 6 000 à 15 000 mètres cubes et 30 à 40 millions d’euros pour une barge de ravitaillement d’une capacité de 3 000 à 10 000 mètres cubes – crée une barrière naturelle à l’entrée en faveur des premiers entrants qui ont déjà conclu des accords avec les armateurs ; • les investissements concernant le transport routier sont modulables et relativement faibles (600 000 euros pour une station-service GNL) ; • les investissements pour les installations hors-réseau (200 000 euros en moyenne) sont habituellement garantis par un contrat long terme avec les clients finaux, mais ils requièrent par contre une forte présence sur le marché local ; • en ce qui concerne les entreprises qui ont déjà un portefeuille gaz étoffé, le ssLNG constitue un business modulable et suffisamment flexible pour répondre à la demande des segments de marché émergents.

Les prévisions de l’Union internationale du gaz tablent sur une croissance annuelle de la demande mondiale de 30 millions de tonnes en 2020. Engie estime la demande entre 75 et 95 millions de tonnes en 2030, dont 26 % pour la production d’électricité, 32 % pour le bunkering (potentiellement plus importante après 2030) et 42 % pour le transport routier.

Actuellement, la croissance du marché est portée par la Chine où le gouvernement lutte contre la pollution de l’air dans les grandes villes et où la disponibilité du gaz et son avantage prix par rapport au diesel rendent le ssLNG attractif. La Chine compte le plus grand nombre de camions GNL (plus de 200 000) et restera le marché le plus important sur la prochaine décennie. Elle met en place, sous la houlette de China Clean Energy et ENN Energy Holdings, un ambitieux projet d’infrastructures de ravitaillement en GNL qui doit aboutir à la construction d’environ 3 000 stations-service GNC/GNL d’ici 2025. La Chine a également construit 19 pontons d’avitaillement GNL pour bateaux et projette d’en construire 23 autres. Les États-Unis sont également très actifs, avec une croissance tirée par l’avantage-prix du gaz du fait de l’abondance du gaz de schiste.

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20 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

Enfin, aux États-Unis et en Europe, la régulation plus stricte des émissions dans le domaine maritime est également à l’origine d’une utilisation plus importante du GNL comme carburant pour bateaux : cette tendance est particulièrement nette dans les zones scandinave et baltique, la Norvège y jouant un rôle moteur.

Dans la durée, la différence de prix entre le GNL et le pétrole constituera l’un des principaux accélérateurs du marché.

Selon nos analyses, la demande potentielle varie significativement en fonction des scénarios de prix considérés. En 2030, si le prix du GNL se situe entre 3 et 4 dollars/MBTU avec un prix du baril de pétrole au-dessus de 90 dollars, la demande sera quatre fois supérieure à ce qu’elle serait si le prix du GNL s’établissait à de plus de 9 dollars/MBTU avec un prix du baril de pétrole entre 50 et 60 dollars.

Les stratégies gagnantes pour demain Si l’industrie du ssLNG veut réaliser son potentiel de croissance, elle devra relever plusieurs défis et régler en priorité le dilemme de « l’œuf et de la poule ». Des investissements dans les infrastructures, notamment le stockage côtier, sont nécessaires pour stimuler la demande, mais le secteur est réticent à investir avant que la demande ne se matérialise pour de bon. Or, le ssLNG est confronté à la concurrence de carburants alternatifs plus matures qui disposent d’infrastructures développées sur plusieurs décennies.

Pour réussir durablement dans ce marché, nous pensons que l’intégration de l’ensemble de la chaîne de valeur et la mise en place de partenariats stratégiques sont fondamentaux.

La taille est encore un facteur important de succès dans le ssLNG : pour gagner, les acteurs devront être actifs sur tous les segments de la chaîne de valeur, de la fourniture de gaz au transport et à la distribution, jusqu’à la relation commerciale directe avec les clients finaux (d’une certaine taille). Pour cela, les acteurs devront se concentrer sur leurs activités cœur de métier, en délégant les activités à faible valeur ajoutée qui demandent une présence locale et la connaissance fine des réglementations nationales, comme le bunkering, le transport sur le « dernier kilomètre », la recherche des petits clients. De même, les acteurs devront capitaliser sur leurs compétences en matière de gestion de portefeuille et de couverture afin de réduire les risques de volatilité des prix pour les clients finaux au début du développement du marché.

L’autre élément clé est la capacité des acteurs à nouer des partenariats : construire des modèles de partenariats collaboratifs sera essentiel pour gérer les risques commerciaux, aligner les intérêts stratégiques et faire avancer en parallèle les projets amont de chaîne l’approvisionnement GNL et les projets aval en réponse à la demande.

Pascale Jean, associée, Cyrille Georget, directeur de PwC et Rafael Schmill, directeur stratégie

DOSSIER

LES NOUVEAUX USAGES DU GNL / INNOVATION

À l’assaut de la Manche Brittany Ferries a annoncé à Honfleur le 20 juin la construction d’un nouveau ferry. Baptisé Le Honfleur, il sera propulsé au gaz naturel liquéfié (GNL). Lorsqu’il prendra la mer en juin 2019, il pourra se targuer d’être l’un des navires les plus respectueux de l’environnement et le premier ferry au GNL opérant sur la Manche. Retour sur les aspirations et la vision de long terme de la compagnie maritime bretonne.

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i Brittany Ferries a depuis longtemps affirmé ses ambitions en matière de GNL, l’engouement pour ce nouveau carburant, qui présente l’intérêt de ne dégager ni particule ni soufre et beaucoup moins de CO2 et d’oxyde d’azote (NOx) que les autres carburants, est un pas de © BRITTANY FERRIES plus pour « verdir » nos océans. Gaz d’aujourd’hui a demandé à Frédéric Pouget, directeur du pôle armement et opérations maritimes et portuaires chez Brittany Ferries, de revenir sur les spécificités techniques du futur Honfleur et de nous expliquer pourquoi la compagnie bretonne mise beaucoup sur le GNL, illustrant sa volonté de s’inscrire dans la transition énergétique.

Le Honfleur va naviguer au GNL. Parlez-nous de la genèse de ce projet…...…

Chez Brittany Ferries, nous avons engagé une réflexion autour du GNL depuis 2009. Nous assurons une veille technologique et économique constante (hybridation des navires, piles à combustible, solaire). Le Honfleur est la concrétisation des travaux menés depuis plusieurs années sur le GNL au sein de notre compagnie. Nous réfléchissons en permanence à l’amélioration de notre modèle énergétique avec entre autres l’optimisation de la puissance installée ou encore la réduction de la consommation énergétique de nos bateaux.

Nous avons l’ambition d’aller au-delà des réglementations !

Le Honfleur aura une empreinte carbone très faible. Un projet comme ce ferry, c’est presque quatre ans de travail pour trouver une solution techniquement viable et économiquement intéressante sur un navire transmanche. Les principales difficultés rencontrées ont été le prix du combustible mais surtout sa logistique. Les prix de logistique sont importants !

Approvisionner un navire par barge est un modèle économique avec des surcoûts conséquents qui le rend peu compétitif par rapport au gasoil. Il a donc fallu innover en cherchant, avec nos partenaires, des solutions d’approvisionnement optimales, aussi bien techniquement qu’économiquement.

Nous avons sollicité un certain nombre de fournisseurs de gaz en Europe et envisagé plusieurs dimensions : celle du prix, de la fréquence d’approvisionnement et de l’approvisionnement lui-même.

Quelles sont les caractéristiques techniques du navire ?

Avec presque 185 mètres de longueur et 31 mètres de largeur, Le Honfleur pourra accueillir jusqu’à 1 680 passagers. Il utilisera quatre groupes électrogènes « dualfuel » et déploiera une puissance comprise entre 28 et 29 MW. Il sera le plus grand navire de ce type exploité en Manche et affecté à sa ligne la plus fréquentée, celle de Caen/Ouistreham - Portsmouth (près de 1 million de passagers, 300 000 voitures et plus de 100 000 camions par an).

Plus concrètement, comment se passeront les opérations de chargement du navire ?

C’est une deuxième source d’innovation. Les ferries ont cette particularité de ne pas avoir un stockage important car l’espace doit être au maximum optimisé pour la vente. Avec notre partenaire Total, nous avons organisé une solution d’approvisionnement GNL par ISO-conteneurs suivant un schéma assez simple. Des conteneurs seront acheminés par camion du terminal de Dunkerque au port de Caen/Ouistreham, puis à bord afin d’alimenter un réservoir fixe de stockage, situé à l’arrière du bateau. La durée de chargement lors de l’escale sera de 15 minutes.

Vous avez évoqué votre partenariat avec Total, qu’en est-il justement ?

Nous avons signé un partenariat avec Total en janvier 2017 dans le cadre d’un appel d’offre spécifique. Au-delà du prix, c’est le modèle proposé par Total qui nous a séduits : la fiabilité de la chaîne de transport et la capacité à nous convaincre que si demain nous construisons d’autres navires, ils seront en mesure de continuer à développer le GNL sur un modèle maritime.

L’avenir se conjugue-t-il au GNL pour Brittany Ferries ?

Notre ambition est que chaque renouvellement de flotte se fasse en motorisation GNL. Avec Le Honfleur, nous avons créé notre propre modèle d’alimentation, mais ce que l’on souhaite c’est qu’il y ait une vraie ambition européenne qui se concrétise avec des infrastructures dans les ports et les ports périphériques afin d’être en mesure de faire du GNL un carburant de référence sans les problèmes de logistique qui lui incombent.

L.I.

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DOSSIER

GAZ ET CLIMAT / INTERVIEW Olivier Imbault, BusinessEurope

« L’ETS est l’instrument principal de l’Union européenne, le seul fondé sur un mécanisme de marché, qui amène à une décarbonisation au moindre coût ! » Olivier Imbault, président du groupe de travail énergie et changement climatique de BusinessEurope, membre du bureau « énergie, compétitivité, climat » au Medef et directeur énergie et affaires industrielles Europe d’Air liquide revient pour Gaz d’aujourd’hui sur le concept européen de marché du carbone et les différents enjeux qui lui sont associés.

En préambule, pouvez-vous dire nous quelques mots sur le marché du carbone ?

Le système communautaire d’échange de quotas d’émissions (SCEQE), plus communément appelé système ETS (emission trading scheme) est un mécanisme de droits d’émissions de CO2, mis en œuvre au sein de l’Union européenne pour diminuer les émissions des grands sites industriels — environ 40 % des émissions de gaz à effet de serre (GES) en Europe. S’il est surtout connu d’un public averti, il n’en reste pas moins le seul outil fondé sur des mécanismes de marché au sein de l’UE, destiné à mettre en place une limitation des émissions de GES et un marché du carbone, permettant à chaque entreprise d’acheter ou de vendre ses « droits à émettre ». Ces quotas sont attribués gratuitement ou aux enchères par chaque État. Lors de son lancement, en 2005, l’ETS constituait le plus grand système d’échange de crédits carbone au monde. Sa mise en œuvre a été prévue en plusieurs phases. Nous sommes aujourd’hui en phase 3 et l’UE prépare activement l’entrée dans la phase 4, prévue en 2021.

Phase 1 (2005-2007), phase pilote : établir un prix du carbone + les quotas nationaux.

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Phase 2 (2008-2012) : allocation gratuite des quotas aux installations.

Si elles dépassent leurs quotas, les entreprises peuvent adapter leurs outils ou acheter, au prix du marché, des quotas supplémentaires.

Pourquoi la réforme du marché européen du carbone était-elle nécessaire ?

Cette réforme était prévue dans les textes. La Commissions européenne a publié en 2015 un projet de réforme du marché du carbone pour l’après 2020, qui durcit les conditions d’octroi des quotas d’émissions, pour répondre à la nouvelle ambition affichée par l’UE, à savoir une réduction des émissions d’au moins 40 % [par rapport à 1990, NDLR] d’ici à 2030. En l’espace de dix ans, l’UE espère doubler ses efforts de réduction. C’est un coup d’accélérateur sans précédent pour lequel une révision des règles s’imposait.

Cette révision était aussi nécessaire pour pallier à un certain nombre de dysfonctionnements qui empêchent le système des ETS de fonctionner en l’état. Les différentes réglementations mises en place depuis 2008 [marché carbone et simultanément objectifs contraignants sur la part des énergies renouvelables et l’amélioration de l’efficacité énergétique, NDLR] ont mis à mal l’ETS, car elles ont créé une accumulation d’instruments politiques qui se sont chevauchés, entraînant une baisse de la demande et un excé-

Phase 3 (2013-2020) : renforcement du système dans l’optique d’obtenir une baisse de 20 % des émissions de GES en 2020 (par rapport à 1990). Les producteurs d’énergie achètent les quotas et les secteurs manufacturiers reçoivent une partie des quotas gratuits calculés sur les meilleures pratiques (benchmarks) de production, le reste étant acheté sur le marché.

Phase 4 (2021-2030) : baisse des émissions de GES de 40 % (par rapport à 1990) d’ici 2030 (diminution annuelle du cap de 2,1 % par rapport à 1,74 % en phase 3).

La Commission propose de figer à 43 % du cap le montant des quotas gratuits.

DOSSIER

dent d’offre, précipitant de facto un écroulement du prix. La révision était nécessaire aussi parce que les mécanismes de l’ETS actuel sont trop rigides. Depuis 2009 et la crise, le mécanisme d’attribution des quotas gratuits fondé sur les productions historiques n’est plus représentatif. Un nombre important de secteurs industriels, en phase 2, se sont retrouvés en excédent. Fin 2012, le surplus était évalué à 2 milliards de quotas (plus d’une année d’émissions).

Tous ces crédits sur le marché ont créé un énorme déséquilibre. En 2015, l’UE a décidé d’amender les mécanismes de la phase 3, avec la mise en place d’un nouveau dispositif (MSR) qui doit « mettre en réserve » le surplus. Aujourd’hui, l’excédent est évalué à 1,8 million d’euros.

Quels sont les enjeux de la renégociation du système européen d’échange de quotas de CO2 ?

Il s’agit tout d’abord de faire fonctionner l’ETS et de permettre ainsi de décarboner l’industrie européenne au moindre coût en assurant la mise en place d’un mécanisme qui permette au secteur de l’énergie de pouvoir investir.

Cependant, s’il faut que le marché donne un signal prix aux énergéticiens, il doit dans le même temps s’assurer que le mécanisme protège de la compétition internationale les industriels vertueux, ceux qui acceptent de mettre en place de meilleurs pratiques de production pour diminuer leurs émissions.

Quels sont les points de concordance et de divergence entre les vingt-huit pays de l’UE ?

Les pays s’expriment au sein du Conseil et ont adopté une position commune le 28 février dernier (dite « general approach »). Cette position est amenée à évoluer dans cadre de la négociation entre le Conseil, le Parlement et la Commission (trilogue). Chaque pays, en fonction de son industrie et de la nature de ses ressources énergétiques, défend ses propres intérêts.

Quelles sont les préconisations de BusinessEurope en la matière ?

Notre première préconisation et la plus importante concerne le fonctionnement du marché. L’ETS est l’instrument principal de l’Union européenne, le seul fondé sur un mécanisme de marché, qui amène à une décarbonisation au moindre coût. Il faut tout d’abord restaurer l’équilibre offre-demande des crédits carbone afin de retrouver un signal prix permettant d’investir dans les technologies bas carbone sans recourir systématiquement aux subventions publiques. Nous soutenons la position du Conseil et du Parlement qui proposent d’accélérer les mécanismes de MSR à travers le taux qui passerait de 12 % à 24 % dès 2019.

BusinessEurope a d’ailleurs publié une étude du cabinet de consulting FTI, le 6 juillet dernier, qui évalue l’impact de cette accélération, à savoir un prix entre 33 et 36 euros la tonne d’ici à 2030. L’ETS peut délivrer un signal prix permettant de réintérer les cogénérations dans le marché en phase 4. Il faut ensuite protéger nos secteurs industriels manu-

facturiers, car si le prix augmente, il doit y avoir une garantie donnée aux industriels vertueux, les best performers investissant dans les technologies bas carbone les plus avancées, de ne pas avoir un coût règlementaire additionnel.

Pour cela, BusinessEurope préconise une augmentation, si besoin est, de 5 % des quotas gratuits pour éviter tout surcoût pour les meilleurs performeurs. Pour réussir également, il faut éviter les risques de distorsion à l’intérieur du marché européen : tout d’abord en allant plus loin que la simple catégorisation des secteurs en évaluant aussi les sous-secteurs à risque (carbon leakage) et ensuite en limitant les différences de compensation des surcoûts de l’électricité pratiquées par les pays (coûts indirects). Enfin, il faut renforcer les fonds d’innovation. Les crédits achetés sont une recette pour les États, elle doit être allouée vers l’innovation et les technologies de décarbonation.

© BUSINESSEUROPE

Est-ce que l’avenir des ETS semble assuré avec cette réforme ? Ou est ce qu’il peut être remis en question avec par exemple la mise en place des emissions performances standard (EPS) ?

Il peut l’être si l’on arrive à prendre en compte le système dans sa globalité alliant énergéticiens et industriels, en évitant les superpositions de règlementations et en donnant du temps au marché pour fonctionner. Mais nous savons tous que le temps du marché n’est pas celui de la politique !

C’est pourtant le seul outil viable et soutenable, c’est le seul marché harmonisé réellement européen qui inclut tous les États. Il ne faut oublier que le marché du carbone est un outil qui a permis de rendre totalement transparent toutes les émissions en Europe. Si ce système est soutenu, il n’y a aucun intérêt à appliquer celui des EPS. Le marché carbone est un formidable outil, mais il est très mal utilisé en Europe. Sans amélioration du marché carbone européen il est probable que la Chine, qui prévoit d’intégrer cette année ses sept projets pilotes dans le marché national, parvienne avant les européens à établir un marché carbone performant.

Propos recueillis par L.I.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 23

DOSSIER

GAZ ET CLIMAT / POLITIQUE

Un plan climat ambitieux Nicolas Hulot, ministre de la Transition écologique et solidaire, a présenté le 6 juillet le plan climat du gouvernement.

Un programme ambitieux qui a l’objectif d’engager la France vers la neutralité carbone à l’horizon 2050 et qui se déploiera durant les cinq années à venir. Décryptage.

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a nouvelle feuille de route gouvernementale en matière de transition écologique, qui entend accélérer l’application de l’accord de Paris et fixer de nouveaux objectifs, a été construite autour de six thématiques allant de « l’amélioration du quotidien des Français » à « la fin des énergies fossiles ». Si derrière ces thématiques beaucoup de points restent à préciser, plusieurs annonces du ministre ne sont pas passées inaperçues et auront des répercussions à plus ou moins long terme sur le secteur gazier. Nicolas Hulot l’a dit et répété, il veut aller au-delà de l’objectif initial jusque-là prévu de division par quatre des émissions de gaz à effet de serre. Le but affiché du plan climat est la neutralité carbone de notre pays à l’horizon 2050. Pour y parvenir, le ministre mis bien sûr sur les énergies renouvelables mais aussi sur la construction ou la rénovation de logements et sur l’essor d’une mobilité plus durable.

Dans un entretien accordé à Enerpresse, Jérôme Ferrier, président de l’Association française du gaz, se dit « globalement satisfait du plan climat ». S’il note de belles avancées, faisant échos aux « Dix propositions de l’industrie gazière pour 2017 », publié par l’AFG en septembre 2016, ce plan marque clairement pour lui « la volonté du gouvernement de soutenir le développement du gaz naturel et du biogaz, particulièrement dans le secteur de la mobilité ». Il précise cependant que les industriels du gaz attendent d’avoir un chiffrage précis des mesures du plan et des conséquences économiques et sociales, notamment en termes de compétitivité pour définir les prochaines étapes.

Le secteur de la mobilité a le vent en poupe Nicolas Hulot veut rendre la mobilité propre accessible à tous et développer l’innovation. Il a déclaré que le gouvernement soutiendra le développement des carburants alternatifs (électricité, gaz naturel-biogaz, hydrogène). Dans le cadre du plan d’investissements, un fonds pour la mobilité durable sera créé pour soutenir le développement des infrastructures de recharge et les initiatives innovantes.

Enfin, l’acquisition de poids lourds roulant au gaz sera favorisée fiscalement. Assurément une bonne nouvelle pour la filière du gaz carburant qui a réagi par la voix de Gilles Durand, secrétaire général de l’AFGNV. « Nous nous réjouissons da la présence d’un axe mobilité dans le plan climat et de l’identification du gaz naturel et du biogaz comme étant

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partie intégrante des solutions retenues pour la transition écologique dans les transports. Ces mesures accompagneront les acteurs du transport routier dans la transition énergétique de leur activité ! » Des mesures à destination des particuliers Le ministre prévoit une enveloppe de 4 milliards d’euros pour lutter contre la précarité énergétique. Plus communément appelés « passoires thermiques », les bâtiments mal isolés et très énergétivores ont vocation à être éradiqués dans les dix ans à venir. Le gouvernement proposera dans les mois qui viennent à tous les ménages modestes, locataires ou propriétaires, de réaliser un diagnostic de leur habitat. Les solutions gaz de micro ou de mini cogénérations pourraient trouver une place de choix à l’heure de l’efficacité énergétique.

Nicolas Hulot qualifie lui-même de « révolution » cette annonce : la fin de la commercialisation des voitures roulant à l’essence ou au gazole en France d’ici 2040. « Nous souhaitons accélérer le développement des aides pour l’achat de voitures moins polluantes, pour les ménages les plus modestes », a déclaré le ministre, annonçant « une prime de transition pour remplacer un diesel datant d’avant 1997 ou essence d’avant 2001 par un véhicule plus propre neuf ou d’occasion ». En janvier 2018 seront lancés successivement la prime de remplacement des véhicules non éligibles à la vignette Crit’air et le dispositif d’aide à rénovation énergétique des passoires thermiques.

Vers une économie de plus en plus décarbonée Le ministre a annoncé la fermeture des centrales à charbon en 2022. Il a ajouté que les Français seront « accompagnés pour produire et consommer leur propre électricité, en campagne comme dans les quartiers » sans donner plus de précisions. Le gouvernement entend développer les énergies en mer, la géothermie et la méthanisation. Enfin, Nicolas Hulot veut aussi « donner un prix à la pollution » en renforçant le prix de la tonne carbone, qui devrait dépasser les 100 euros. « On introduira ainsi un avantage compétitif à la production qui n’est pas carbonée », ce qui permettra de doper « massivement » l’économie verte et bleue.

L.I.

DOSSIER

GAZ ET CLIMAT / SANTÉ PUBLIQUE

Faire face à la pollution de l’air Le ministre de la Transition écologique Nicolas Hulot et la ministre de la Santé Agnès Buzyn l’ont annoncé conjointement le 13 juillet dernier : le sujet santé et environnement est un axe prioritaire de leur action. La lutte contre la pollution de l’air est désormais au cœur des préoccupations politiques. L’industrie gazière se mobilise depuis plusieurs années pour apporter des solutions durables à un fléau devenu mondial.

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espirer un air qui ne nuise pas à sa santé, c’est le souhait de tous les habitants de cette planète. Les grandes mégalopoles sont particulièrement touchées, et Pékin est sans doute la plus tristement célèbre d’entre elles. La pollution de l’air extérieur est responsable, selon l’Organisation mondiale de la santé (OMS) de 3 millions de décès prématurés dans le monde chaque année. Un constat édifiant qui a conduit de nombreux pays à prendre des mesures concrètes, financières ou législatives.

Un constat alarmant, des mesures nécessaires !

La COP21 a indéniablement fait bouger les lignes. Les États, et particulièrement les plus pollueurs, ont semblentils pris conscience qu’il était urgent d’inverser la tendance.

La Chine est en train de convertir ses vieilles centrales charbon au gaz naturel, l’Inde a annoncé que tous les taxis et VTC de New Delhi rouleraient au gaz naturel. L’Europe se veut également en première ligne. Avec une législation européenne de plus en plus stricte sur les émissions de gaz polluants, elle n’hésite plus à « sermonner » ses membres.

Dans notre pays, où la pollution de l’air, principalement générée par le transport routier, est responsable de 50 000 décès prématurés par an, la mise en place des certificats qualité de l’air pour les véhicules (vignettes Crit’air), l’adoption le 10 mai dernier du plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques (Prepa) ou encore la publication récente du plan climat, devraient calmer les ardeurs de la Commission européenne, même si l’accompagnement des collectivités territoriales dans la mise en œuvre de ces mesures semblent nécessaires. Le gouvernement britannique, qui comptabilise 40 000 décès liés à la pollution de l’air chaque année, a de son côté publié le 24 juillet son plan pour l’amélioration de la qualité de l’air.

Il compte y consacrer 3,4 milliards d’euros. Ce plan prévoit l’adaptation ou le renouvellement de la flotte de bus, outre les restrictions de la circulation dans certains secteurs urbains ainsi qu’une série de taxes pour les véhicules les plus polluants. Pour l’instant limitées à Londres, ces mesures pourraient s’appliquer dans d’autres villes d’ici quelques années. Autre annonce phare faisant écho à celle de Nicolas Hulot : la vente des voitures essence et diesel sera interdite au Royaume-Uni dès 2040. Le GPL figure parmi les

solutions envisagées, avec notamment la conversion des taxis pour diminuer les émissions liées à la circulation.

La mobilité gaz : un atout incontestable Les solutions gaz peuvent jouer un rôle majeur pour lutter contre la pollution de l’air et développer une mobilité durable au profit des particuliers, du transport maritime, des marchandises et des flottes (bus, flottes d’entreprises).

Le gaz est le premier carburant alternatif au monde. En fonction du type de déplacement, il présente de multiples atouts environnementaux, sanitaires et économiques. Dans le transport maritime, il réduit les émissions d’oxydes d’azote (NOx) d’environ 80 %, celles d’oxyde de soufre (SOx) de quasi 100 %, celles de CO2 d’environ 20 % et celles de particules fines de 90 %. Des chiffres loin d’être négligeables lorsque l’on sait qu’une étude de l’université de Rostock et du centre de recherche sur l’environnement allemand Helmholz Zentrum (juin 2015) évalue à 60 000 le nombre de décès causés chaque année en Europe par les émissions du transport maritime (sont particulièrement touchés les habitants des zones côtières). En juillet dernier, France nature environnement (FNE) mettait en évidence la pollution générée dans le port de Marseille par les « géants des mer ». L’association a relevé sur le port des niveaux de particules fines cent fois plus élevés que dans le reste de la ville. L’usage plus généralisé du GNL carburant pourrait avoir un impact significatif sur la qualité de l’air en général et celle des villes portuaires en particulier.

La réduction d’émissions de gaz polluants et l’amplification des politiques climatiques devraient donner de la visibilité et du crédit au gaz, qui offre un panel de solutions viables pour répondre à la lutte contre la pollution de l’air.

L.I.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 25

DOSSIER

TRIBUNE LIBRE - PHILIPPE CHARLEZ, EXPERT ÉNERGÉTICIEN

Croissance, énergie, climat : la quadrature du cercle

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i la technologie est le catalyseur endogène de la croissance économique, l’énergie en est l’aliment exogène. Aussi, depuis la révolution industrielle, la croissance s’est-elle nourrie « avec gourmandise » de combustibles fossiles. Ils représentent aujourd’hui 82 % du bouquet énergétique mondial. Mais, à travers cette consommation, la croissance émet des gaz à effet de serre, cause principale du dérèglement climatique.

Notre société serait donc confrontée à des objectifs paradoxaux : satisfaire la demande en énergie pour assurer la croissance d’une population mondiale grandissante tout en réduisant les émissions de GES. Dans un nouvel ouvrage à paraître en octobre 2017 aux éditions De Boek Supérieur « Croissance, énergie, climat. La quadrature du cercle », j’aborde sans parti pris et de façon dépassionnée cette problématique.

Ma démarche se veut à la fois pédagogique, historique et scientifique.

L’équation de Kaya L’équation de Kaya corrèle les impacts climatiques aux facteurs démographiques, économiques et technologiques :

est le pouvoir d’émission moyen du mix fossile ; (2) est l’intensité énergétique ; (3) est le PIB/hab.

Croissances démographique et économique ne peuvent conduire à une réduction des émissions qu’en diminuant l’intensité énergétique ou en remplaçant progressivement les combustibles à haut pouvoir d’émission (charbon) par des combustibles à pouvoir plus faible (gaz) voire nul (nucléaire, renouvelables). L’ouvrage analyse séparément ces deux leviers.

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Le pétrole, une énergie à part Le pétrole est un concentré énergétique remarquable. À masse équivalente, il contient deux fois plus d’énergie que le charbon et trois fois plus que le bois.

Il est utilisé dans les transports, pour le chauffage, dans toutes les industries et si besoin pour fabriquer de l’électricité.

Il se transporte et se stocke aisément.

Mais, il est responsable de 38 % des émissions et peut provoquer de graves pollutions. L’or noir demeurera dans l’avenir une énergie spécialisée dans les transports où son remplacement restera limité : voiture électrique pour les trajets urbains, camions et bateaux au gaz comprimé ou liquéfié. Quant aux biocarburants, bien que « verts » en apparence, ils sont loin d’être « roses ».

Ils demandent des quantités gigantesques de surface au sol, d’eau et d’énergie primaire pour être produits.

Le gaz, « meilleur ami » des renouvelables Actuellement, le mix électrique mondial est fabriqué à partir de 67 % d’énergies fossiles (dont 40 % de char-

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bon, 22 % de gaz et 5 % de pétrole) contre 33 % d’énergies non fossiles incluant 12 % de nucléaire, 15 % d’hydroélectricité et 6 % de renouvelables.

Remplacer le charbon et le nucléaire par les énergies renouvelables représente le principal défi de la transition. Mais, sa mise en œuvre doit prendre en compte les nombreuses externalités des énergies renouvelables, notamment la surface au sol, les intermittences relatives ainsi que l’impossibilité de stocker l’électricité.

Aussi, le développement des énergies renouvelables devra-t-elle s’appuyer sur un « ami » : le gaz naturel. Abondant, bon marché, sûr, efficace en génération électrique et émettant deux fois moins de GES que le charbon, il jouera un rôle essentiel dans la transition énergétique.

Enfin, indépendamment du réseau national, une partie de l’électricité de demain sera produite régionalement ou localement à moyenne ou à petite échelle à partir de panneaux solaires, d’éoliennes, de micro-cogénération au gaz, au bois ou au GPL. Dans ce contexte, consommateurs et territoires deviendront de vrais acteurs énergétiques. L’électricité décentralisée pourrait d’ailleurs devenir dans le futur l’option la plus viable pour un demi-milliard d’Africains privés d’électricité.

La réduction de l’intensité énergétique Le second défi de la transition réside dans la réduction de l’intensité énergétique dans les pays émergents où elle reste très élevée : 1 MWh/k€ en Europe contre 1,5 MWh/k€ aux États-Unis et 4 MWh/k€ en Chine et en Russie.

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Philippe Charlez est ingénieur des mines et docteur en physique. Il rejoint Total en 1982 où il occupe de nombreux postes opérationnels et de direction en France, en Écosse, en Angola et au Kazakhstan. Expert énergéticien internationalement reconnu et spécialiste des ressources non conventionnelles, il est l’auteur de nombreux articles et ouvrages sur l’énergie. Il a récemment publié « Our Energy Future is not Set in Stone » (2014) et « Gaz et pétrole de schiste en questions » (2015) aux éditions Technip.

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Il faudra tout d’abord accroître le rendement de la génération électrique dont la moyenne mondiale reste inférieure à 40 %. Cela passe par la cogénération en valorisant la chaleur fatale, les cycles combinés gaz/vapeur ainsi que par l’accroissement du rendement des éoliennes et des cellules photovoltaïques.

Des économies substantielles peuvent aussi être réalisées dans les transports et l’habitat en concentrant l’effort sur les logements anciens qui détiennent les plus importants gisements d’efficacité énergétique.

Enfin, réduire l’intensité énergétique c’est aussi changer nos comportements et nos habitudes. Le gisement comportemental représenterait en Europe 20 % d’économies faciles.

La taxe carbone Pour être économiquement viable, la transition devra s’appuyer sur la mise en œuvre d’une taxe C02. Sa valeur devra être incitative pour encourager les électriciens à déplacer leur génération électrique vers le gaz et les renouvelables, les industriels à investir dans les économies d’énergie et les individuels à changer leurs comportements. Sans taxer les émissions de C02, le charbon restera le combustible le plus économique et les objectifs climatiques ne pourront être atteints.

Géopolitique de la transition énergétique À travers quatre exemples (Etats-Unis, Chine, Russie et Europe), j’ai souhaité montrer que la transition énergétique repose sur trois piliers : la réduction des émissions, la sécurité énergétique

© TOTAL

et la compétitivité des entreprises.

Leur importance et leur agenda différant d’une nation à l’autre, il ne faut pas s’illusionner sur une transition mondialisée aux agendas parfaitement coordonnés.

Grâce à la révolution des pétroles et des gaz de schistes, les États-Unis sont redevenus une terre de compétitivité et de croissance. Le déplacement de leur génération électrique charbonnière vers le gaz leur a permis de réduire de 15 % leurs émissions. Délivrés de leur dépendance énergétique par rapport au Moyen-Orient, ils devraient y perdre de leur influence.

En trente ans, la Chine a multiplié son PIB par quarante. Mais, cette croissance inédite a été très gourmande en énergie. La Chine consomme 22 % de l’énergie mondiale et émet 27 % des GES. Son mix contient 90 % de fossiles dont 66 % de charbon. Dépendante à 66 % de ses importations pétrolières et à 30 % de ses importations gazières, elle deviendra sous peu le premier client pétrolier du Moyen-Orient et un client gazier majeur de la Russie.

Leader mondial des renouvelables, la Chine devra pour satisfaire ses objectifs climatiques réduire sa part fossile à 62 % en 2050.

Second producteur gazier et troisième producteur pétrolier, la Russie repose sur une économie de trésorerie. Son premier objectif n’est pas le climat mais le maintien de sa rente pétrolière et gazière.

Quant à l’Europe, elle dépend à 90 % de ses importations pétrolières et à 71 % de ses importations gazières. Pénalisée par le coût exorbitant de sa facture d’hydrocarbures, sa première pro-

blématique est la compétitivité de ses entreprises. Et pourtant elle n’est pas énergétiquement unie : l’Allemagne est charbonnière, la Grande-Bretagne est gazière et la France est nucléaire.

Trop dépendante de la Russie, elle devra dans l’avenir diversifier sa stratégie gazière notamment en important davantage de GNL. Quant aux gaz de schistes européens, mal acceptés sur le plan sociétal, ils ne seront de toute façon pas économiques.

Conclusion Assurer l’approvisionnement énergétique de 10 milliards d’individus, soutenir une croissance forte en éliminant rapidement du mix énergétique les combustibles fossiles et le nucléaire, voilà l’impossible équation que nous essayons de résoudre. Si les réserves d’intensité énergétique restent considérables et si le catalyseur technologique peut partiellement dématérialiser la croissance, il est illusoire de la déconnecter de son aliment de base.

Le concept de croissance à plusieurs pour cents sur de longues périodes apparaît d’ailleurs comme une aberration mathématique. Notre période de croissance qui a débuté avec la révolution industrielle ne serait-elle qu’une anomalie de l’Histoire ?

Yoichi Kaya et Keiichi Yokobori, Environment, energy, and economy : strategies for sustainability : Tokyo conference on Global Environment, Energy and Economic Development (1993), United Nations Univ. Press, Tokyo,‎ 1997, 381 p.

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BRÈVES INFRASTRUCTURES

INFRASTRUCTURES

UN PAS DE PLUS VERS LA PYROGAZÉIFICATION Etia et GRTgaz ont annoncé en juin la signature d’un partenariat en vue de construire un pilote de production de méthane de synthèse par gazéification. Les procédés de gazéification s’inscrivent dans les projets d’économie circulaire des territoires en produisant à partir de ressources locales biogéniques une énergie renouvelable et non intermittente. Ces procédés permettent également de transformer des déchets en gaz de synthèse. Ce démonstrateur repose sur un procédé exclusif et breveté, dénommé « Synthane® », développé par Etia. Il sera composé d’une installation de pyrolyse haute température, d’un dispositif d’épuration et d’une unité de méthanation. Il aura pour objet de valider que la qualité du méthane obtenu permettrait son injection dans les réseaux de transport et de distribution de gaz. Etia, spécialiste des procédés de traitement thermique, met à disposition un équipement existant de gazéification. Il construit en complément la chaîne de traitement du « syngaz », avec l’aide financière et l’expertise de GRTgaz, en vue de réaliser fin 2017 les premiers essais de mise au point. Différents intrants et modalités opératoires seront ensuite testés dès 2018 afin que GRTgaz valide la qualité du méthane de synthèse épuré obtenu et en permette, à terme, l’injection dans les réseaux. Le gaz produit par ces nouveaux procédés, comme le procédé « Synthane » développé par Etia, complétera ainsi la production de biométhane issu des installations de méthanisation.

LES MODALITÉS DE IMMERSION EN VAL STOCKAGE ÉVOLUENT ! DE SAÔNE Le ministère de la Transition écologique a modifié, par le biais d’un arrêté publié au Journal officiel le 5 août, les modalités de stockage de gaz destiné à assurer l’approvisionnement de la France en cas d’hiver rigoureux. Cette décision intervient dans un contexte d’inquiétude croissante. En mai dernier, GRTgaz et TIGF avaient alerté les pouvoirs publics sur les risques de tension sur l’approvisionnement si les niveaux de stockage n’augmentaient pas. Le nouveau texte prévoit désormais que l’obligation légale de stockage qui incombe aux fournisseurs de gaz et les capacités de stockage souterrain de gaz naturel situé en France soient ramenées à 50 % contre 80 % précédemment. D’autres instruments qui assurent un service équivalent au stockage souterrain en France ont été détaillés dans cet arrêté comme les stockages souterrains dans un autre pays de l’UE, les stocks de GNL conservé dans un terminal méthanier en France ou dans un autre État de l’UE et les capacités de production non utilisées d’un gisement de gaz en France ou dans un autre État de l’UE. Ils sont toutefois assortis de nombreuses conditions.

Les travaux de construction du gazoduc Val de Saône, le grand projet de GRTgaz en Bresse, ont déjà bien avancé. Preuve en est : ce ne sont pas moins de 90 kilomètres de tuyaux qui ont déjà été posés entre les communes de Voisines et d’Etrez. Le programme Val de Saône, dont l’objectif principal est la construction d’un marché de gros unique en France en novembre 2018 afin de réduire les prix dans le sud de la France, devrait aussi améliorer la fluidité du transit entre les marchés du nord et du sud de l’Europe.

© LAURA ICART

LE RÉSEAU DE GAZ GREC AIGUISE LES APPÉTITS L’agence grecque chargée de vendre les participations de l’État dans le réseau gazier grec Desfa a annoncé le 7 août avoir reçu six manifestations d’intérêt pour une prise de participation de 66 %. Les six groupes intéressés sont majoritairement composés de consortiums regroupant de grandes entreprises européennes telles que l’italien Snam, le néerlandais Gasunie ou encore l’espagnol Enagas. À noter la présence de la France au travers de GRTgaz qui s’est associée au groupe public roumain Transgaz. La Grèce doit finaliser la vente de Desfa d’ici la fin de l’année dans le cadre des privatisations prévues dans son plan de sauvetage.

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28 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

INFRASTRUCTURES

INTERVIEW Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz

« Nous avons la conviction que le gaz a un rôle important à jouer dans la transition énergétique, ce que beaucoup de gens ignorent » Le directeur général de GRTgaz nous parle des projets de son entreprise, de ses ambitions en matière de transition énergétique et des enjeux à venir pour le gaz à l’échelle internationale.

© GRTGAZ

Vous avez été reconduit à la tête de GRTgaz pour un mandat de quatre ans. Vous avez notamment placé votre nouvelle mandature sous le signe de la transition énergétique. Pouvez-vous nous dire quels sont les grands projets et les nouveaux défis qui attendent GRTgaz ces prochaines années ?

Après une décennie d’investissements, nous nous concentrons désormais sur GRTgaz 2020, notre nouveau projet d’entreprise structuré autour de deux ambitions stratégiques : être un acteur résolument engagé dans la transition énergétique et s’affirmer toujours plus comme un leader des infrastructures gazières en Europe. À GRTgaz, nous avons la conviction que le gaz a un rôle important à jouer dans la transition énergétique, ce que beaucoup de gens ignorent.

Le grand public et la classe politique méconnaissent souvent la richesse des solutions apportées par le gaz. En France, le potentiel de production des projets de biométhane actuellement connus s’élève à 6 térawattheures par an (TWh/an), ce qui représente une vraie opportunité pour la transition éner-

gétique. De même, le recours au gaz carburant pour les véhicules de plus de 3,5 tonnes, pour le transport de marchandises et de personnes, est la seule alternative crédible au diesel pour répondre aux problèmes de santé publique. Nous nous engageons donc dans un véritable travail de pédagogie. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) nous a octroyé des moyens supplémentaires dans le cadre du tarif 2017-2021 pour mener des actions majeures en ce sens : une grande campagne de communication pour promouvoir le gaz à l’automne, l’ouverture d’un bureau à Bruxelles ou encore le renforcement de notre présence territoriale et de notre effort de R&D. Par ailleurs, aujourd’hui, nous faisons plusieurs constats. D’une part, les sources d’approvisionnement évoluent avec à la fois une production de biométhane très localisée et la recherche de nouvelles routes pour le transport du gaz. D’autre part, la production gazière est en baisse aux Pays-Bas et elle le sera probablement à terme en mer du Nord. Tout ceci dans un contexte de baisse modérée de la consommation liée en partie à l’efficacité énergétique.

La création d’une zone de marché unique fin 2018 et la poursuite de la convergence européenne représentent également des enjeux forts pour GRTgaz afin de répondre à ces évolutions du marché gazier.

Le réseau de gaz vit une révolution numérique.

GRTgaz mise sur plusieurs pratiques innovantes.

Qu’en est-il notamment des installations de rebours ?

C’est un sujet nouveau. Les installations de rebours doivent permettre d’inverser le flux d’énergie du réseau de distribution vers le réseau de transport. Nous estimons qu’une trentaine d’installations de rebours, représentant un investissement de 100 millions d’euros, seront nécessaires en France à l’horizon 2025 et ce en considérant que six cents installations de biométhane seraient alors en activité. Ces installations industrielles devront être intelligentes, c’est-à-dire capables de fonctionner selon l’état de la production et de la consommation sur la distribution publique, mais aussi de la situation sur le réseau de transport. Il nous reste donc toute une intelligence à mettre en place pour piloter ces installations

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 29

INFRASTRUCTURES

afin notamment de pouvoir adapter leur fonctionnement aux besoins des réseaux en amont et en aval. En juin dernier, GRTgaz a lancé deux pilotes dont la mise en service est prévue en 2019 : l’un à Pontivy en Bretagne et l’autre à Pouzauges en Pays de la Loire. Nous devons également travailler avec le régulateur afin de définir qui supportera la charge des futures installations de rebours au-delà de la phase pilote.

Et pour votre projet de smart grid ? Quels sont les nouveaux outils utilisés par GRTgaz pour rendre le réseau de transport plus intelligent ?

Notre réseau est déjà très intelligent ! Il ne vit pas un saut aussi important que les réseaux de distribution avec l’arrivée des compteurs intelligents. Mais nous avons l’ambition de développer des outils toujours plus performants dans le traitement de la donnée, à l’intention de nos clients traditionnels et de nouveaux clients comme les producteurs de biométhane. Améliorer l’efficacité du système gaz est aussi l’une de nos priorités, facilitée par les nouvelles technologies comme le big data, qui devraient nous permettre de progresser dans la gestion de notre outil industriel. Réseau plus intelligent signifie enfin couplage des systèmes énergétiques existants. Historiquement, les systèmes électriques et gaziers ont eu des vies séparées. Ils se sont rapprochés ces dernières années avec la cogénération, puis les centrales à cycle combiné gaz. Demain, nous travaillerons même dans l’autre sens en stockant l’électricité avec le power to gas. Tout ceci illustre la synergie et la complémentarité qui existent entre nos deux énergies. Nous avons besoin du système électrique pour fonctionner, tout comme RTE a besoin du système gaz, notamment en période froide. Le système gaz sait déjà répondre aux deux problématiques majeures des électriciens grâce à sa très grande flexibilité et sa capacité à stocker beaucoup d’énergie sur de longues périodes. Il faut donc aller plus loin, vers une véritable hybridation des systèmes énergétiques, y compris à des niveaux plus décentralisés, en misant sur la micro-cogénération à domicile ou encore les pompes à chaleur couplées avec des chaudières à gaz. Ceci permettra à la collectivité de trouver le meilleur optimum, toutes énergies confondues.

Vous avez présenté avec TIGF votre Winter Outlook 2017-2018 fin mai et les risques qui pèsent sur l’hiver à venir. En se projetant plus loin dans le temps, quels sont les risques qui pèsent à long terme sur le système gazier ?

Aujourd’hui, il y a un consensus général autour des règles applicables aux stockages. C’est un système à bout de souffle ! Il est urgentissime de le réformer ! Deux points me semblent essentiels : les stockages situés sur le territoire français sont indispensables à la sécurité d’approvisionnement et les coûts correspondants doivent être payés. Il faut donc réguler cette activité pour que le coût soit acceptable pour les acteurs et revisiter le système d’obligations de stockage. La réglementation actuelle est décriée et incomplète.

Si l’obligation de stockage existe déjà, un certain flou sub-

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30 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

siste quant à son application et quant aux risques encourus en cas de manquement. Le corpus réglementaire a besoin d’être clarifié et, ce, malgré la publication début août de l’arrêté précisant certaines modalités concernant d’autres moyens de modulation. Au-delà du sujet du stockage, il y a une autre question qui se profile, liée à la sous-utilisation des terminaux méthaniers ces dernières années. Avec la fin prochaine d’un certain nombre de contrats long terme, une réflexion s’impose pour s’assurer que le GNL puisse continuer à arriver en France, permettant ainsi un fonctionnement optimum des infrastructures françaises et la sécurité d’approvisionnement de l’ensemble des consommateurs de gaz.

Le tarif ATRT6, entré en vigueur en avril dernier, est marqué par des évolutions importantes de l’offre « aval » concernant le réseau régional et les conditions de raccordement. Avez-vous constaté, à ce stade, des retours particuliers en lien avec ces deux nouvelles mesures ?

Le plafonnement du niveau de tarif régional (NTR) et la création d’une « remise développement » ont déjà des effets positifs que l’on commence à mesurer. Un premier client a signé un contrat de raccordement à la suite de ces nouvelles mesures et plusieurs contacts avancés pourraient aboutir avec des industriels et des gestionnaires de réseaux de distribution. Plus de dix de clients ont augmenté leurs capacités d’acheminement de l’ordre de plusieurs gigawattheures par jour.

Comment GRTgaz appréhende l’échelon européen ?

Selon vous, les propositions faites par la Commission européenne dans le cadre de la directive gouvernance vont-elles dans le bon sens ?

Les questions européennes sont essentielles pour GRTgaz.

Un grand nombre de décisions sont prises à Bruxelles.

Au-delà de nos actions au travers du groupement d’intérêt économique (GIE) et de l’Entsog [association des opérateurs de transport de gaz européen, NDLR], il était très important pour nous d’être présents physiquement à Bruxelles. Nous allons donc ouvrir un bureau dès septembre. Nous avons des intérêts spécifiques à défendre et parfois nous devons porter des messages qui nous sont propres et qui ne peuvent pas être relayés de manière consensuelle. Pour ce qui est de la directive gouvernance, nous sommes en désaccord avec le projet d’évolution des règles de gouvernance de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (Acer). C’est une réelle inquiétude pour nous, partagée par beaucoup de régulateurs nationaux, mais aussi par les opérateurs des grands pays gaziers européens, qui s’inquiètent de voir une centralisation excessive des décisions en matière d’énergie. Ce genre d’orientation éloigne les institutions européennes des réalités de terrain et, à mon sens, contribue à la montée de sentiments anti-européens dans la population observée un peu partout actuellement.

Propos recueillis par Laura Icart

Infrastructures.

DOSSIER LA REVUE DU GAZ NATUREL, DU BIOMÉTHANE, DU BUTANE ET DU PROPANE

L’association française du gaz

ÉDITÉE PAR L’ASSOCIATION FRANÇAISE DU GAZ WWW.AFGAZ.FR

Le syndicat professionnel du gaz en France

N°1 2016 / JANVIER-MARS

Pour fédérer nos énergies • Lien entre les acteurs de la chaine gazière, l‘AFG contribue à sa promotion et à son développement • Créateur de compétences, l‘AFG propose ses services dans les domaines de la normalisation, de la certification et de la formation

ENTRETIEN

ENTRETIEN

MAROŠ ŠEFČOVIČ

MAROŠ ŠEFČOVIČ Vice-président de la Commission européenne en charge de l’Union de l’énergie

est sur la bonne voie pour réaliser l’ensemble de ses objectifs climatiques d’ici à 20201. Nous avons également convenu d’un plan ambitieux visant à réduire nos émissions d’au moins 40 % d’ici à 2030. Il me semble important de souligner que les réductions d’émissions actuelles enregistrées n’ont pas été atteintes au détriment de la croissance économique. À titre d’exemple, en 2010, nos estimations avaient suggéré que les émissions de l’UE-15 seraient de 10,7 % en dessous du niveau de 1990. La même année, les émissions de l’UE27 étaient d’environ 15,5 % en dessous du niveau de 1990, alors que dans la période allant de 1990 à 2010 le PIB a progressé de + 39 % au sein de l’UE-15 et de + 41 % au sein de l’UE-27. Cela montre que l’UE, tout en étant un leader ambitieux dans la lutte mondiale contre le changement climatique, a connu tout de même une croissance importante depuis 1990. Concernant le risque de délocalisation des grandes industries émettrices, c’est un facteur important que nous avons certainement pris en considération. C’est une des raisons pour lesquelles il était si important d’avoir l’accord de Paris. Celui-ci est sensiblement différent de son préCouv_GA_2016_Vol1.indd 1-2 l’accord de Kyoto parce qu’il représente un décesseur exe • AP_A4_Corporate_UK&FR.indd 2 véritable accord mondial. En décembre 2015, 195 pays ont signé cet accord qui fixe une ambition forte pour l’ensemble des signataires et fournit un cadre transparent pour la mise en œuvre et l’évaluation de l’invenCONTEXTE taire, tout en gérant les impacts du changement climaInterrogé sur les conséquences du Brexit, Maroš Šefcovic n’a pas tique dans les pays où ils sont déjà clairement visibles. souhaité s’exprimer sur ce sujet, se référant à l’article 50 du traité L’accord de Paris signifie à nos yeux qu’une grande sur l’Union européenne définissant la procédure à suivre si un État majorité des États de ce monde ont pris conscience de l’enjeu et de la nécessité de travailler ensemble. C’est de quitter l’Union. Il a tout de même précisé que(GNL), Le marché mondial du gaz entre membre dans unedécide nouvelle ère : l’avènement du gaz naturel liquéfié la découverte de pour cela que nous sommes convaincus que chaque si « gaz l’UE non était conventionnels prête à lancer lesont négociations avec le nouveaux gisements et l’essor des révélé un rapidement potentiel gazier indéniable. Un potentiel Royaume-Uni en ce qui concerne les termes et conditions de son pays agira pour préserver notre planète. présent en grande quantité sur la planète et dont l’exploitation, sujette à des enjeux économiques, techniques et retrait, tant que ce processus n’est pas terminé le Royaume-Uni reste environnementaux, soulève un bien des questions aiguise bienavec des tous appétits.

Enquête. membre de l’Unioneteuropéenne, les droits et obligations qui en découlent. » L’accord de Paris a été adopté lors de la COP21. L’Union européenne, troisième émetteur de gaz à effet de serre (GES) au monde, a pris des engagements très forts : réduire de 40 % ses émissions d’ici à 2030, atteindre un niveau de 27 % d’économies d’énergie et une part d’énergies renouvelables à 27 %. Comment comptez-vous y parvenir ? Comment allez-vous gérer le risque de délocalisation d’industries qui sont de grosses émettrices de GES ainsi que les objectifs qui ne sont pas répartis quantitativement par pays ?

L’accord de Paris comprend des règles solides sur la transparence et la responsabilité des États à veiller à ce que leurs engagements soient respectés ainsi que sur la possibilité de pouvoir quantifier la réduction de leurs émissions. J’insiste sur le fait qu’une réduction absolue des émissions mondiales est nécessaire pour atteindre l’objectif des 2 degrés et prétendre à aller au-delà. L’UE a pris des engagements forts et elle

www.afgaz.fr

DOSSIER

LES NOUVEAUX MARCHÉS GAZIERS

DOSSIER

Quid du Brexit ?

Nouveaux gaz, nouveaux gaziers

Le 22 avril, à la tribune de l’ONU, François Hollande a incité l’Union européenne à « donner l’exemple » en ratifiant le texte avant la fin de l’année. Quel est le processus que doit mener l’UE pour la mise en œuvre de l’accord de Paris ?

Des bruits courent que des États membres pourraient s’y opposer. Qu’en est-il ?

Comme le président français l’a justement souligné, l’UE et ses États membres doivent donner l’exemple, surtout que nous avons été les premiers à présenter nos engagements ambitieux pour la COP21. Notre intention et notre volonté c’est que l’UE et ses États membres ratifient l’accord de Paris. En ce qui concerne l’Union européenne, le processus de ratification impliquera un vote à la majorité qualifiée au Conseil de l’UE et un vote positif du Parlement européen. Pour ce qui est des États membres, les processus de ratification sont différents d’un pays à l’autre, ce qui signifie qu’il faudra un certain temps pour qu’ils ratifient tous l’accord de Paris. Néanmoins, en mars dernier, les chefs d’États et de gouvernements ont convenu de tout mettre en œuvre pour le ratifier le plus tôt possible. La Commission poursuit son agenda et nous prévoyons de proposer une révision de la décision partage des efforts [législation européenne fixant des objectifs de réduction d’émissions de GES à chaque État membre en fonction de son poids économique, NDLR] d’ici l’été 2016. La révision est un processus nécessaire qui prendra en compte les

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FORMULE

LE TRIMESTRIEL

Maroš Šefcovicč est un diplomate slovaque. Depuis le 1er novembre 2014, il est vice-président de la Commission européenne en charge de l’Union de l’énergie. À ce titre, il dirige l’équipe du projet « Union de l’énergie » au sein de la Commission, composée de 14 commissaires.

GPLil a été élu en 2014 membre du Auparavant, Parlement européen. De 2010 à 2014, viceprésident de la Commission européenne en charge des relations interinstitutionnelles et de l’administration, il était précédemment entre 2009 et 2010 commissaire européen à l’éducation, la formation, la culture et la jeunesse. De 2004 à 2009, il était enfin le représentant permanent de la République slovaque auprès l’Union européenne.

« Améliorer la coordination régionale dans l’UE est absolument crucial, non seulement pour gérer les crises, mais aussi pour l’équilibre général de nos différentes régions »

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Contexte ⎪| Nouveaux gaz, nouveaux gaziers Le dossier en image ⎪| Nouveaux marchés, nouvelles perspectives Australie ⎪| La ruée gazière États-Unis ⎪| Jackpot gazier au pays de l’oncle Sam Interview ⎪| Philip Hagyard, Senior Vice President Gas chez Technip Amérique du Sud ⎪| El señor gas Interview ⎪| Houda Allal, directrice de l’Observatoire méditerranéen de l’énergie (OME)

CONVENTION DE L’AFG

BRUNO LÉCHEVIN Président de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe)

GAZ ET CLIMAT : LES ENJEUX ET LES DÉFIS À RELEVER

REVUE TRIMESTRIELLE DE L’AFG / ABONNEMENT ANNUEL : 120 EUROS TTC

19/01/2016 17:17

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Gaz d’aujourd’hui • n 4-2016 • 5

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ABONNEZ-VOUS

© ENGIE

Au sommaire de ce dossier :

ENTRETIEN

Quelle forme, notamment juridique, peut prendre l’Union de l’énergie quand il s’agit d’harmoniser les politiques énergétiques des États membres qui, d’après les traités, sont libres de choisir leur mix énergétique ?

L’Union de l’énergie est un cadre qui permet à l’UE d’utiliser à la fois les mesures législatives et non législatives pour s’assurer que l’Union européenne a un marché de l’énergie sûr, abordable et respectueux des enjeux climatiques. Ses cinq piliers - la sécurité d’approvisionnement, l’intégration complète du marché intérieur de l’énergie,

4 • Gaz d’aujourd’hui • n 4-2016

n quelques années seulement, le secteur gazier a connu une profonde mutation : les avancées technologiques ont considérablement amélioré les conditions de production, de transport et aussi d’utilisation du gaz naturel. Elles ont permis en moins de deux décennies de découvrir les champs de Zohr en Égypte, le « pré-sel » au Brésil ou encore Léviathan en Israël et de faire du gaz une source d’énergie extrêmement disponible. Une disponibilité renforcée par les ressources de gaz non conventionnel à propos desquelles nombre de pays affichent un potentiel important : aux États-Unis bien sûr, en Australie mais aussi en Argentine et au Brésil. Par ailleurs, le GNL contribue fortement à la diffusion du gaz naturel et au renforcement de sa disponibilité et de son accessibilité. Il offre une grande flexibilité géographique. Les progrès réalisés récemment avec l’émergence de nouvelles technologies telles que le gaz naturel liquéfié flottant (FLNG) développé entre autre par le groupe français Technip, offrent de nouvelles opportunités et de nouveaux marchés pour les différents acteurs de l’industrie gazière. Le GNL est un vecteur important de la transformation des marchés gaziers.

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résultats de la réunion du Conseil européen d’octobre 2014, où les dirigeants européens ont exprimé leur souhait de poursuivre l’approche choisie dans le cadre de la décision relative à l’effort à fournir par les États membres pour réduire leurs émissions pour la période 2021-2030, dans le but de réduire les émissions dans les secteurs non-ETS d’ici 2030 de 30 % par rapport à 2005 et de répondre à l’objectif global de réduction de 40 % en 2030 par rapport à 1990. La Commission a déjà procédé à une consultation sur la révision de la décision. Nous sommes actuellement en train de mener une étude d’impact sur le sujet.

[Un an après le sommet de la COP21, le Parlement européen a approuvé, mardi 4 octobre, l’accord de Paris.

14:35 Celui-ci a approuvé la ratification du texte à20/06/11 une très large majorité (610 voix pour, 38 contre), NDLR.]

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DEMAIN L’AFRIQUE

Le GNL moteur dans la mondialisation des échanges Si la Russie et le Qatar sont encore aujourd’hui les leaders sur le marché mondial de la vente de gaz naturel, les ÉtatsUnis et l’Australie se sont invités sur le devant de la scène.

Les cartes de l’offre mondiale vont être profondément redistribuées par ces deux grands pays producteurs, avec un impact à la fois sur les prix mais aussi sur la dépendance européenne vis-à-vis du gaz russe.

Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), les capacités totales de liquéfaction augmenteront de 45 % d’ici à 2021. Au total, 188 milliards de mètres cubes de nouvelles capacités viendront ainsi s’ajouter aux 415 milliards en fonctionnement fin 2015.

De l’Australie au Brésil, des États-Unis à l’Égypte, tous ces pays ont révélé ces dernières années un potentiel gazier important. Si l’Australie et les États-Unis sont en passe de devenir des géants gaziers, l’Amérique du Sud, malgré un sous-sol riche, est encore au début de son histoire gazière et souffre d’un manque d’infrastructures. L’Égypte quant à elle pourrait redevenir exportatrice dans les prochaines années et les ressources à peine connues de la Méditerranée orientale laissent présager un avenir gazier radieux dans cette région.

Laura Icart

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À LA REVUE DU GAZ NATUREL, DU BIOMÉTHANE, DU BUTANE ET DU PROPANE

ÉDITÉE PAR L’ASSOCIATION FRANÇAISE DU GAZ - WW.AFGAZ.FR

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08/11/2016 09:50

Je souhaite m’abonner pour l’année 2017 au tarif suivant : Adhérents AFG, AFG régionales et CFBP (France et étranger) : 90,00 € TTC Adhérents AFG retraités et étudiants (France et étranger) : 40,00 € TTC Plein tarif (France, étranger) : 120,00 € TTC Nom :

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50 MW de puissance de compression

PUBLI-REPORTAGE

INITIATIVES ET INVESTISSEMENTS AU SERVICE DU TERRITOIRE ET DE L’EUROPE

STEP : UN PROJET EUROPEEN PORTEUR D’OPPORTUNITES POUR LES TERRITOIRES

DANS LE BUT DE MAINTENIR UN NIVEAU DE PERFORMANCE ET UNE SATISFACTION CLIENT ÉLEVÉS, TIGF RÉALISE DES INVESTISSEMENTS IMPORTANTS DANS LE DÉVELOPPEMENT DE SES PROPRES INFRASTRUCTURES.

STEP est un projet de solidarité énergétique qui présente des avantages mutuels pour la France, l’Espagne et le Portugal en favorisant les échanges gaziers sud/nord et nord/sud. L’Espagne pourrait ainsi profiter d’une meilleure sécurité d’approvisionnement avec un accès facilité aux ressources du nord de l’Europe et de la Russie. La France, quant à elle, pourrait bénéficier d’une diversification de ses sources d’approvisionnement avec un accès facilité au gaz de méditerranée et au GNL via l’Espagne.

LE PROJET RENFORCEMENT GASCOGNE MIDI (RGM) : UNE RÉPONSE À LA PLACE DE MARCHÉ FRANCE UNIQUE L’architecture actuelle du réseau Français génère une divergence des prix de marchés du gaz naturel entre le nord et le sud du pays.

Afin de répondre à cette problématique, il est nécessaire d’augmenter la fluidité du transport entre les zones gazières Nord et Sud de la France par le développement d’infrastructures permettant de résoudre les congestions identifiées et d’acheminer les volumes de gaz nécessaires dans le Sud notamment.

Le schéma d’investissement technico-économique optimum retenu par la CRE (Commission de Régulation de l’Energie), lors de la Délibération du 7 Mai 2014, associe les projets Val de Saône dans la zone GRTgaz et Gascogne - Midi dans la zone TIGF. En décongestionnant la zone, ces investissements permettront à l’horizon 2018 un rapprochement des places de marchés Nord et Sud. RGM, un projet territorial à vocation nationale.

Avec le projet RGM, TIGF renforce son réseau de grand transport de gaz naturel et permet d’augmenter la capacité de transit de gaz au point d’entrée/sortie de Cruzy (Hérault).

CE PROJET CONSISTE À : Renforcer l’Artère de Gascogne par :

• la construction d’une canalisation d’environ 61 km entre

Lussagnet (Landes) et Barran (Gers) avec un diamètre nominal de 900 mm et une Pression Maximale de Service (PMS) de 85 bar relatifs,

UN GRAND PROJET EUROPÉEN : Le projet STEP s’inscrit dans une démarche européenne et par conséquent répond aux objectifs de l’Union Européenne : La sécurité : STEP participera à la sécurisation des approvisionnements en gaz de l’Europe car il favorisera l’accès à une diversité de sources et voies d’approvisionnement (via les interconnexions, les terminaux GNL et les centres de stockages).

L’intégration des marchés : STEP permettra une intégration des marchés, en améliorant la fluidité des échanges énergétiques. Il contribuera notamment à rompre l’isolement de la péninsule ibérique.

La compétitivité : STEP permettra l’accès à un gaz à prix compétitif. Les créations d’interconnexions gazières - parce qu’elles facilitent l’accès à un nombre accru de sources d’approvisionnement - favorisent mécaniquement une saine compétition.

UN PROJET À L’ÉTUDE !

Les études conceptuelles mandatées en avril 2016 par l’Europe se sont terminées au second trimestre 2017. TIGF a fait le choix d’une large concertation volontaire, sous l’égide de la CNDP et d’un garant, permettant d’aborder l’ensemble des sujets liés au projet STEP. TIGF mettra en place toutes les mesures nécessaires pour permettre aux territoires concernés - et ses habitants - de s’exprimer sur le sujet en adoptant une démarche d’écoute et d’ouverture.

STEP : UN PROJET UTILE AU TERRITOIRE STEP apportera de nombreux avantages aux territoires. En premier lieu, il permettra une accélération de la réalisation de projets d’amélioration de la desserte gazière, du réseau régional desservant l’Aude et les Pyrénées Orientales. Les bénéfices de STEP pour le réseau régional sont constitués par la création d’une interconnexion entre les deux réseaux (régional et de grand transport) au sud de Perpignan.

STEP contribuera à favoriser l’émergence de projets locaux de biométhane, ou encore la desserte numérique des territoires grâce à la mise à disposition de fibres optiques tout le long du tracé.

Le projet générera enfin de fortes retombées pour l’économie locale du territoire. Si l’on se réfère à des chantiers similaires de TIGF, celles-ci représentent généralement 15 à 20 % du montant total de l’investissement.

• la construction et l’alimentation d’une nouvelle grille

TIGF souhaite instaurer une relation étroite avec les acteurs locaux visant à identifier, à chaque stade, les opportunités pour faire de ce projet, un levier de croissance pour les territoires.

• la création de deux postes de sectionnement

STEP, South Transit East Pyrenees désigne un projet d’interconnexion gazière transfrontalière, plus précisément entre la France et l’Espagne.

d’interconnexion « Gascogne Midi » (liaison de 300m en DN600 avec le centre de stockage et raccordement à la grille d’interconnexion Lussagnet),

intermédiaires situés sur les communes de Sion (Gers) et Castillon Debats (Gers),

• la modification du poste de sectionnement existant de Barran (Gers).

Renforcer l’Artère du Midi par l’ajout d’un compresseur sur le site de Barbaira (Aude).

• La mise en service des ouvrages est prévue fin octobre 2018.

STEP : EN TOUTES LETTRES

STEP : DANS SES GRANDES LIGNES

• Une liaison de grand transport par une canalisation

d’environ 120 km en DN 900, reliant le site de compression de Barbaira (Aude-11) à la frontière du Perthus (Pyrénées Orientales-66), pour une mise en service en 2022.

• L’étude d’une liaison régionale pour renforcer et sécuriser l’alimentation des Pyrénées Orientales et de l’Aude

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 33

PUBLI-REPORTAGE

ACCÉLÉRER ET DÉVELOPPER LES APPLICATIONS NOUVELLES DU GAZ Conscient du rôle essentiel que le gaz joue dans la transition énergétique, TIGF souhaite s’imposer comme l’accélérateur de la transition énergétique par une implication croissante dans les filières biométhane, gaz naturel véhicule, Power To Gas, Stockage et recyclage du CO2.

BIOMÉTHANE La méthanisation via des unités dédiées transforme les déchets agricoles ou agroalimentaires en gaz « vert ». Outre l’aspect technique, ce procédé valorise le potentiel des territoires et favorise une économie circulaire. Si les capacités de méthanisation sont essentiellement agricoles, seuls 6% des gisements sont exploités. TIGF entend donc jouer un rôle majeur dans le développement de la filière méthanisation.

GNV

LA CRÉATION DE NOUVEAUX PUITS AFIN D’ASSURER LE MAINTIEN ET LA SÉCURISATION DES PERFORMANCES STOCKAGES, TIGF A DÉCIDÉ EN 2015 D’AJOUTER DEUX PUITS SUPPLÉMENTAIRES AUX 15 ET 10 PUITS INJECTEURS/PRODUCTEURS DE SES DEUX SITES DE STOCKAGE LUSSAGNET ET IZAUTE. CES PUITS ONT ÉTÉ FORÉS DURANT LE SECOND TRIMESTRE 2017 L’ajout de deux puits supplémentaires permet de répondre à une demande de flexibilité toujours grandissante de la part des expéditeurs et à une immobilisation potentielle de certains puits, tout en maintenant les besoins clients en termes de vitesse et de volume. L’offre de service de stockage ainsi sécurisée permettra aux expéditeurs de mieux réguler et d’adapter les approvisionnements gaziers du réseau TIGF français, voire européen. Le stockage sous-terrain de gaz constitue pour TIGF l’un des éléments clés de la chaîne gazière permettant d’assurer le meilleur service au client

TIGF est partenaire d’études d’implantations de stations GNV sur son territoire et se veut facilitateur au sein de cette filière en France qui ne compte que 14 000 véhicules roulant au gaz contre un million en Allemagne et en Italie.

POWER TO GAS Il s’agit ici de convertir les excédents d’électricité en hydrogène par électrolyse de l’eau. L’hydrogène obtenu est injecté directement dans le réseau ou transformé en méthane. L’intégration des réseaux permet ainsi de favoriser le développement des énergies renouvelables électriques en valorisant leur production lors des périodes d’abondance. TIGF participe activement à la faisabilité technique de ce procédé innovant

STOCKAGE C02/RECYCLAGE DU CO2 Le stockage géologique CO2 consiste à capturer le CO2 dès la source de l’émission pour l’acheminer et le stocker jusqu’à une structure géologique adéquate. Il est aujourd’hui la seule voie technologique permettant de concilier la maîtrise des émissions de Gaz à Effet de Serre et la continuité d’utilisation des énergies fossiles.

TIGF s’est engagée dans un programme actif de transformation après captation du CO2 en méthane afin de démontrer que la boucle peut être bouclée. Une vision d’avance !

Ces deux puits LUG 75 et LUG 76 ont une architecture identique à celle du puits LUG-74 qui a été foré en 2014. Ils se caractérisent par une complétion avec un diamètre élevé (7-5/8’’) pour permettre un soutirage et une injection à haute vitesse.

Etant donné l’espérance de vie de ces puits, les équipements qui composent les puits comme les cuvelages (casing), les équipements de complétion et les tubes complétion (tubings), ont été soumis à des contrôles qualité très stricts durant la phase de production et avant la réception sur site.

LA MISE EN SERVICE DES PUITS EST PRÉVUE EN OCTOBRE 2017 APRÈS LA PÉRIODE D’INJECTION AVEC UNE PRESSION DE RÉSERVOIR AU PLUS HAUT AFIN DE FACILITER LES OPÉRATIONS DE DÉGORGEMENT.

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34 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

Stockage

PUBLI-REPORTAGE

BE POSITIF POSITIVEMENT ENGAGÉ DANS L’ENVIRONNEMENT !

BE POSITIF EST LE PROGRAMME ENVIRONNEMENTAL DE TIGF. L’AMBITION EST D’ATTEINDRE UNE EMPREINTE ENVIRONNEMENTALE NULLE À HORIZON 2020, PUIS DE GÉNÉRER DE LA VALEUR ENVIRONNEMENTALE DANS LE BUT DE QUALIFIER NOTRE IMPACT COMME POSITIF. UNE APPROCHE COLLABORATIVE ET TRANSVERSE Le périmètre de cette démarche couvert est très complet. Il englobe l’ensemble des domaines sur lesquels les activités de TIGF – Transport et Stockage – chantiers et exploitation- sont susceptibles d’exercer un impact (air, eau, biodiversité, sol, soussol, bruit, paysage, parties prenantes…). De plus, ce programme est basé sur une approche collaborative et transverse, puisqu’il s’adosse à des briques déjà existantes dans l’entreprise, et ce, dans le but de consolider la culture environnementale existante de TIGF.

LE PROGRAMME SE DÉCLINE ENSUITE EN UN ENSEMBLE DE PROJETS OU D’ACTIONS PRATIQUES, DÉJÀ EN COURS OU À METTRE EN ŒUVRE, QUI CONCOURENT À RÉDUIRE DE FAÇON IMPORTANTE CES IMPACTS.

ISO normes & certifications

BE POSITIF

Stratégie d’entreprise

EVITER-RÉDUIRE-COMPENSER Le programme Be Positif est défini selon la méthodologie Eviter-Réduire-Compenser déjà appliquée de façon experte sur nos projets de pipelines.

Démarche RSE

Dans une première approche, l’évaluation de l’impact global de TIGF a été construite à partir des documents de base de nos systèmes de management ISO 14001 et ISO 50001 déjà existants (revue environnementale et revue énergétique notamment).

Par ailleurs, les systèmes de management auxquels cette démarche est adossée doivent être synonymes d’amélioration continue. Ce programme collaboratif évoluera grâce aux contributions suivantes :

R&I

INITIATIVES ET IDÉES DES EMPLOYÉS TIGF,

L’AIR : émissions liées au venting travaux, émissions générées par nos turbocompresseurs, pertes diffuses, équivalent CO2 de nos consommations électriques, émissions liées à la mobilité…

L’EAU : consommation, impact potentiel de nos activités sur les ressources en eau (stockage, travaux…)

LA BIODIVERSITE : perturbation de la faune et de la flore lors de nos projets ou en phase d’exploitation réseau.

Évolutions de la stratégie d’entreprise, Projets de recherche et développement,

Photographes : JM. Ducasse, L. Hautecoeur, E. Follet, L. Pascal, P. Boulze, TIGF

LES PRINCIPAUX IMPACTS RECENSÉS ET SUR LESQUELS UN POTENTIEL DE GAIN RAPIDE EST APPARU DISPONIBLE CONCERNENT :

Évolutions réglementaires en matière d’environnement, Vecteurs de développement durable, Échanges avec nos parties prenantes et nos actionnaires …

L’aspect environnemental est déjà très présent dans la culture d’entreprise et ce programme ne fera que renforcer ce marqueur déjà intégré. Associer à une importante transformation digitale, il devra faciliter la proactivité et l’expression de l’ensemble des contributeurs.

BE POSITIF permet de considérer TIGF et l’ensemble de ses collaborateurs comme acteurs engagés et moteurs de la transition énergétique.

Air

Eau

Biodiversité

Bruit

Société

Sols

Déchets

Paysages

Web : www.tigf.fr

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 35

BRÈVES ÉCONOMIE ET FOURNITURE

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

CLAP DE FIN POUR LES TRV !

Le 19 juillet, le Conseil d’État a annulé un décret de mai 2013 encadrant les modalités de fixation des tarifs réglementés du gaz (TRV). Il a jugé ces derniers « contraires » au droit européen. Leur maintien ne saurait être justifié par la poursuite d’un objectif d’intérêt économique général selon la plus haute juridiction administrative. Le Conseil d’État a exclu la possibilité de recours rétroactifs contre les tarifs appliqués dans le passé dans le cadre de ce décret (entre mai 2013 et décembre 2015). Cette décision sonne a priori le glas des tarifs réglementés du gaz, Nicolas Hulot ayant par la suite précisé que le gouvernement ferait « en sorte que cela se fasse le moins douloureusement possible ». Selon le dernier Observatoire des marchés de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), 51 % des 10,7 millions de sites résidentiels consommant du gaz naturel à fin mars 2017 étaient encore soumis aux tarifs réglementés. Soutenue par les fournisseurs alternatifs d’énergie, la fin des tarifs réglementés devrait encore faire l’objet de vives discussions.

L’OUVERTURE À LA CONCURRENCE DU MARCHÉ DU GAZ PROGRESSE La CRE a publié, le 8 juin, son Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz naturel. Pour les clients résidentiels, le nombre de sites en offre de marché continue de progresser à un rythme élevé au premier trimestre 2017 : + 4,3 % en gaz naturel. En gaz naturel, les offres de marché continuent de se développer avec 217 000 clients supplémentaires à la fin du premier trimestre 2017 (241 000 au trimestre précédent), soit une augmentation de 4,3 %. Pour les clients non résidentiels, 588 000 sites non résidentiels sur un total de 663 000 sont en offre de marché, dont 265 000 chez un fournisseur alternatif, soit une augmentation de 0,5 % par rapport au trimestre précédent.

UNE CONSOMMATION MONDIALE DE GAZ EN HAUSSE BP a publié, 18 juin, sa Revue statistique de l’énergie mondiale (Statistical Review of World Energy).

On y apprend que même si la consommation d’énergie primaire a progressé de seulement 1 %, à 13 276,3 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep) en un an (quasi similaire aux années précédentes), le gaz a vu sa consommation mondiale progresser (+ 1,5 %, 3 204,1 Mtep), alors que la croissance de la production mondiale de gaz est restée limitée (+ 0,3 %), affectée notamment par une baisse de la production en Amérique du Nord, partiellement compensée par l’Australie et l’Iran. Le développement du gaz dans le monde profite à son commerce, qui a progressé de 4,8 %, grâce en particulier à l’essor du gaz naturel liquéfié qui s’est accru de 6,2 % en 2016. La croissance du GNL provient principalement de l’Australie (+19 Gm3, à 91,2 Gm3) mais aussi de l’arrivée sur ce marché des États-Unis, dont les exportations de GNL ont augmenté de 0,7 Gm3 par rapport à 2015, à 4,4 Gm3.

LA PLUS GRANDE DÉCOUVERTE GAZIÈRE EN COLOMBIE En Colombie, la plus grosse découverte de gaz depuis vingt-huit ans a été annoncée en grande pompe à la télévision par le président colombien luimême, Juan Manuel Santos, le 3 mai dernier. Le potentiel du gisement de gaz naturel découvert dans le sud-ouest des eaux territoriales de la mer de Caraïbes semble très important même si pour l’instant aucune estimation précise n’a été publiée. Une manne gazière importante dans un pays qui devrait voir croître sa demande gazière de 2,5 % par an, en moyenne, jusqu’à 2035 et dont les réserves actuelles n’auraient pas pu couvrir les besoins gaziers.

DE LA VENTE DIRECTE POUR TOTAL ?

Total a annoncé, le 20 juin, par la voix de son directeur général Patrick Pouyané, que le groupe réfléchissait à la possibilité d’utiliser sa marque pour vendre de l’énergie directement aux particuliers. L’an dernier, Total a racheté la société belge Lampiris, le troisième fournisseur de gaz et d’électricité en Belgique et également actif en France, ce qui a permis au groupe de s’implanter dans le secteur.

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36 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

INTERNATIONAL

Les yeux persans de Total Le 10 juillet, Total a annoncé la signature avec l’Iran d’un accord visant à développer South Pars, le plus grand gisement de gaz naturel du monde, pour un montant total avoisinant les 5 milliards de dollars. Restée en Iran après la révolution, la compagnie française est aujourd’hui en première ligne depuis la levée des sanctions internationales.

C

’est fait : le groupe français a finalement signé un contrat sur vingt ans pour le développement de la phase 11 du champ gazier de South Pars, situé à une centaine de kilomètres des côtes iraniennes. Un projet titanesque, dont le groupe pétrolier français sera l’opérateur principal avec 50,1 %. Sont également actionnaires la compagnie nationale chinoise CNPC (30 %) et la compagnie iranienne Petropars (19,1 %). Un projet mené en plusieurs étapes. La première prévoit la construction de deux plateformes, de trente puits de production et de deux gazoducs reliant le champ aux installations de traitement du gaz situées sur la côte. Cette phase à elle seule devrait coûter près de 2 milliards de dollars, sur les 4,8 milliards estimés pour l’ensemble du développement. Total envisage de financer la moitié de la première phase en fonds propres.

Le champ de South Pars devrait permettre de produire 2 milliards de pieds cubes par jour, soit 400 000 barils équivalent pétrole par jour en incluant les condensats qui seront disponibles pour le marché local dès 2021.

Des ressources phénoménales L’Iran détient les plus importantes réserves de gaz naturel au monde, selon les chiffres publiés le 13 juin 2017 par le « BP Statistical Review of World Energy 2017 ». Avec 33,5 trillion cubic meters (TCM3), elles dépassent celles de la Russie (32,3 TCM3). Mais, pour développer ce potentiel, le pays doit recourir aux technologies étrangères ainsi qu’à leurs compétences en termes de gestion de projets.

Total : un ancrage de plusieurs décennies De mémoire d’Iranien, Total a toujours été considéré comme un précurseur dans le pays, si bien que l’accord signé le 3 juillet dernier ne doit rien au hasard comme l’explique à Gaz d’aujourd’hui Payam Heidararabi, senior consultant dans le secteur énergie en France qui a été responsable de l’ingénierie de développement des phases 9 et 10 du champ gazier de South Pars. Il explique : « Depuis la révolution, Total a toujours eu un lien très important avec Téhéran. » « À la fin des années 90, Total a développé les phases 2 et 3 du projet de South Pars. Mais il a surtout construit un contrat type alliant financement, appui technologique et développement de partenariats avec des entreprises locales, poursuit notre ingénieur. Ce contrat type et la solution technologique ont été à la base de tous les projets du développement de South Pars

qu’ont menés pendant des années l’Iran avec les entreprises étrangères notamment les contractures coréens. » Pendant la période des sanctions internationales, Total n’a jamais rompu le dialogue avec Téhéran. Le groupe a toujours maintenu une présence dans le pays, même si ce sont des sociétés iraniennes qui ont poursuivi le développement du champ gazier, notamment avec des technologies proposées à l’origine par le français Technip.

© TOTAL

Une nouvelle base de négociation Ces dernières années, l’Iran a travaillé longuement à la conception d’un nouveau type de contrat, « le gouvernement iranien en a d’ailleurs discuté l’année dernière à Londres avec les grandes entreprises gazières et pétrolières internationales » souligne Payam Heidararabi, « L’objectif était de construire un schéma plus intéressant pour les Iraniens tout en attirant des investissements étrangers. Le contrat avec Total en est le symbole, c’est un partenariat gagnant-gagnant. L’Iran touchera 84 milliards de dollars de revenus pendant vingt ans contre 13 milliards de dollars pour le groupe français » conclut-il.

Le partenariat signé avec Total semble être une belle vitrine pour un pays qui espère, selon son sixième plan national de développement, attirer 130 milliards de dollars d’investissements étrangers dans les secteurs pétrolier et gazier.

Quels sont les risques à investir en Iran ?

Au-delà du risque géopolitique illustré par des tensions constantes avec les États-Unis, il y a selon Payam Heidararabi « un risque interne ». En Iran, le secteur aval gazier n’est pas encore privatisé contrairement à celui du raffinage et pétrochimie. « Le principal risque pour les partenaires étrangers réside dans la difficulté à identifier le bon “local partner”, indispensable à la réussite d’un projet. Incontestablement, les entreprises française ont une longueur d’avance », selon Payam Heidararabi, qui explique que les sociétés françaises ont « une place privilégiée dans les négociations avec les Iraniens » grâce aux liens historiques qui les unissent à l’Iran.

L.I.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 37

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

PUBLICATION AIE

Les défis énergétiques de la France L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a remis le 17 janvier son rapport sur la politique énergétique de la France.

Si l’agence reconnait volontiers les efforts faits pour décarboner notre secteur énergétique, elle pointe aussi notre lenteur dans le déploiement des énergies renouvelables. Analyse.

S

ept ans après leur dernière étude (janvier 2010), l’AIE publie un nouveau rapport sur notre système énergétique. Une analyse qualitative qui identifie les progrès et les défis à venir en matière de politique énergétique française et émet une série de recommandations pour améliorer les politiques menées. L’occasion de mettre en avant les progrès réalisés par la France pour sécuriser son approvisionnement énergétique et les nombreuses réformes mises en place pour aller vers une économie plus décarbonée et une croissante verte. L’occasion aussi de pointer l’insuffisance d’ouverture du marché hexagonal de l’énergie aux opérateurs privés. « Un manquement important » selon l’AIE qui préconise « une libéralisation du secteur et la fin du monopole d’EDF ». Le rapport relève également les nombreux défis qui attendent notre pays, notamment dans le secteur des énergies renouvelables dont la vitesse de déploiement n’est pas jugée satisfaisante.

Des progrès notables L’AIE félicite la France pour la mise en place de réformes qu’elle considère comme déterminantes en faveur d’un modèle énergétique durable et d’une économie plus sobre et souligne que l’intensité carbone de l’économie française, déjà inférieure de moitié à la moyenne des pays membres de l’AIE, a baissé de près de 30 % par rapport à son taux de 2004 (contre une baisse moyenne de 20 % pour les autres pays membres sur la même période). Les émissions de CO2

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LES RECOMMENDATIONS CLÉS DE L’AIE AU GOUVERNEMENT FRANÇAIS

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38 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

issues de la combustion d’énergie ont connu un rapide déclin, exception faite du secteur des transports. Elément important souligne le rapport : la fermeture de nombreuses centrales à charbon depuis 2012, représentant une capacité de 3,3 gigawatts (GW) et la volonté de l’État français de poursuivre sur cette voie avec la fermeture de toutes les centrales au fuel encore en fonctionnement.

Des défis à relever Depuis l’organisation de la 21e Conférence des parties (COP21) des Nations unies en décembre 2015 et la signature de l’accord de Paris, la France est devenue selon l’AIE « un précurseur mondial dans la lutte contre le changement climatique » en se dotant d’un nouveau cadre de gouvernance pour intégrer et organiser la transition énergétique à l’horizon 2030. Si notre pays possède un mix énergétique sobre en carbone (47 % de notre énergie est issue des combustibles fossiles), qui s’explique par le rôle important de l’énergie nucléaire (46 % du mix énergétique), l’AIE salue l’adoption au mois d’août 2015 de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) qui a engagé la France dans la transformation de son système énergétique. Avec elle, la France s’est fixé des objectifs contraignants aux horizons 2030 et 2050 et s’est dotée d’une stratégie nationale bas carbone (SNBC) qui permettront dans un futur proche la mise en œuvre de nouvelles politiques et de nouveaux outils comme la mise en place

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Garantir la visibilité à long terme du financement de la transition énergétique, en s’appuyant sur la programmation pluriannuelle de l’énergie et sur la trajectoire de prix du carbone, et évaluer les progrès obtenus.

Tout en atteignant son objectif de 50 % de nucléaire dans le mix de production d’électricité en 2025, assurer sur la durée la sécurité d’approvisionnement électrique et maintenir une faible empreinte carbone en effectuant une analyse prospective des évolutions de l’offre et de la demande. Tenir compte des aspects économiques et relatifs à la sûreté dans le processus de décision sur l’exploitation à long terme des centrales françaises de générations II et III.

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

de budgets carbone sur cinq ans et une PPE renforcée. La LTCEV, avec un objectif de 40 % de réduction de GES à l’horizon 2030, a permi également l’accélération de mesures dans le secteur de l’industrie, des transports et du bâtiment.

Autre point positif : la trajectoire de la composante carbone permettra « d’encourager l’amélioration de l’efficacité énergétique » ainsi que « les solutions technologiques sobres en carbone ». Si l’AIE sort volontiers de sa réserve pour qualifier la LTCEV de « réalisation remarquable » en incitant les pays partenaires de l’AIE à « s’en inspirer », elle émet en revanche des doutes sur la capacité de l’État français à tenir ses objectifs en matière d’énergie renouvelable. En 2016, la part de l’énergie renouvelable dans notre mix énergétique était de l’ordre de 16,5 % et si cette part augmente depuis plusieurs années, l’AIE est sceptique sur la l’objectif affiché d’arriver à couvrir d’ici à 2023 23 % de la consommation d’énergie grâce aux renouvelables. Des retards significatifs sont enregistrés pour l’énergie hydraulique, éolienne et thermique. Également pointé du doigt : le manque de visibilité à long terme sur le financement des mesures annoncées. Pour tenir ses objectifs ambitieux, notre pays devra « mobiliser des investissements significatifs afin d’augmenter la part des énergies renouvelables, d’améliorer l’efficacité énergétique, de fermer ou de prolonger la durée de vie de ses centrales nucléaires » et c’est un « défi qui reste à relever ».

Sécurité énergétique et ouverture des marchés La transformation de notre système énergétique doit permettre, selon l’AIE, de renforcer la sécurité énergétique, d’encourager une croissance verte et de rendre l’électricité plus accessible sur le long terme. Mais elle a également des implications sur le maintien de la sécurité énergétique durant la phase de transition, en particulier dans un contexte de vieillissement du parc nucléaire.

L’importance de l’énergie nucléaire dans notre pays marque profondément notre secteur énergétique puisqu’elle représentait en 2015 46 % de l’approvisionnement énergétique primaire total et 78 % du mix de production d’électricité.

Avec un parc âgé en moyenne de trente ans, la France se

prépare à une phase de transition. Mais l’objectif français de réduire à 50 % la part du nucléaire dans le mix électrique à l’horizon 2025, impliquant la fermeture de nombreuses centrales, semble déjà presque inatteignable pour l’AIE, si une stratégie claire sur le long terme n’est pas mise en place, pour éviter une hausse du prix final de l’électricité mais aussi la fiabilité de l’approvisionnement en France. En revanche l’agence salue les efforts engagés par la France pour développer la participation des effacements de consommation sur tous les marchés (énergie, capacité, équilibrage), dans la mise en place de programmes d’aides ciblés à destination des ménages les plus modestes comme le chèque énergie mais aussi pour le lancement en 2017 d’un mécanisme de capacité afin de garantir l’aptitude du système énergétique à répondre aux pics de demande et à intégrer une part croissante d’énergies renouvelables intermittentes. La suppression des tarifs réglementés pour les utilisateurs de gaz et d’électricité non résidentiels depuis le 1er janvier 2016 a été également un pas positif vers la fixation de prix par des mécanismes de marché dans les secteurs du gaz et de l’électricité. De fait, le rapport recommande l’élimination des tarifs réglementés de vente de l’électricité et du gaz pour les particuliers. Si sur le marché de gros du gaz, le niveau de compétition et les volumes échangés sur les hubs français ainsi que l’intégration des marchés entre le nord et le sud sont des points positifs, l’AIE est beaucoup plus réservée sur l’ouverture du marché de l’électricité qu’elle juge « à la traîne » et « toujours en situation de monopole ». Elle préconise une ouverture à la concurrence plus équitable.

L.I.

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Poursuivre l’élargissement de l’assiette fiscale pour le financement du soutien aux énergies renouvelables en répartissant les coûts entre tous les groupes de consommateurs d’énergie. Raccourcir davantage les délais d’obtention des autorisations nécessaires, préparer l’implantation de parcs éoliens terrestres et offshore ainsi que leur raccordement au réseau électrique.

Dans la programmation pluriannuelle de l’énergie et le programme national d’amélioration de l’efficacité énergétique, clarifier les actions nécessaires pour atteindre les objectifs ambitieux concernant le chauffage et la rénovation des bâtiments, et pour réduire la précarité énergétique comme proposé par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Faire de l’efficacité énergétique dans les petites et moyennes entreprises une priorité politique et mettre à profit le rôle des entreprises dans la transition énergétique pour une croissance verte.

Continuer à œuvrer pour l’ouverture du marché, la concurrence et pour rendre les consommateurs acteurs sur les marchés du gaz et de l’électricité. Renforcer les ressources des autorités chargées des questions de régulation et de protection des consommateurs et envisager l’élimination progressive des tarifs réglementés de vente pour les consommateurs domestiques.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 39

BRÈVES UTILISATIONS ET MARCHÉS

UTILISATIONS ET MARCHÉS

UN RÉSEAU DE PLUS EN PLUS DENSE Carrefour et GNVert (filiale d’Engie en charge de la mobilité verte) ont inauguré le 4 juillet une station publique GNV ouverte aux poids lourds à la Courneuve, en région parisienne. Carrefour s’est associé à Engie pour ouvrir un réseau de stations-service alimentant dès fin 2017 une flotte de 200 camions roulant au gaz naturel. L’objectif : la livraison « propre » de 250 magasins urbains à Paris, Marseille, Lyon, Bordeaux et Lille. Les deux entreprises ont misé dès 2013 sur l’utilisation du biométhane carburant (bioGNC) pour le transport routier de marchandises. La station Engie de la Courneuve offrira également la possibilité de se fournir en azote liquide pour le refroidissement des remorques frigorifiques, limitant aussi l’impact environnemental de cet usage.

© LAURA ICART

GNLC MARITIME, PREMIÈRE !

LE DERNIER NÉ D’IVECO

Engie a annoncé le 14 juin le lancement des opérations de soutage de GNL par navire à Zeebrugge (Belgique). Le navire de soutage Engie Zeebrugge a procédé aux premiers avitaillements en GNL carburant maritime du M/V Auto éco et du M/V Auto energy dans le port belge. Il s’agit des deux nouveaux navires de transport de véhicules propulsés au gaz naturel de la compagnie UECC.

Le 21 juin, Pedretti et Iveco ont mis en exploitation le tout premier Stralis, porte-voitures alimenté au gaz naturel comprimé (GNC). Ultra propre et silencieux, ce porte-voitures de 330 chevaux est adapté à la desserte locale en milieu urbain. Équipé avec 3 packs GNC d’une capacité totale de 1 320 litres, il dispose de plus de 700 km d’autonomie en cycle mixte. Affecté à la zone de chalandise de l’Îlede-France, son classement Crit’Air 1 lui assure une mobilité maximale, même en cas de pic de pollution.

UNE FUTURE BARGE FLUVIALE DE SOUTAGE L’AVITAILLEMENT DE GNL POUR SHELL À DUNKERQUE CFT et Victrol, deux armateurs français et belge qui SE PRÉCISE bénéficient d’une expérience avérée dans le domaine du soutage de GNL, ont été choisi le 22 août par Shell pour construire et opérer une barge fluviale de soutage de GNL d’une capacité de 3 000 m3.

L’avitailleur débutera ses opérations de soutage de GNL sur le port de Rotterdam courant 2019. L’automoteur de 100 m x 15 m sera équipé de 4 citernes type C logées sous le pont et bénéficiera d’un faible tirant d’air et d’une manœuvrabilité élevée.

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40 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

Le terminal méthanier de Dunkerque a signé le 3 juillet une convention avec le grand port maritime de Dunkerque pour le développement d’une station de chargement en GNL de camions-citernes. Au travers de cette convention, Dunkerque-Port souhaite accompagner Dunkerque LNG dans son engagement à construire puis exploiter la station de chargement dans le cadre d’un projet plus global de mise en place d’un service d’avitaillement GNL par voie terrestre et maritime dans le port de Dunkerque.

UTILISATIONS ET MARCHÉS

TECHNOLOGIE

GAZ, c’est tiPAR !

La modernisation du réseau de gaz naturel est en marche ! Après quinze mois de déploiement dans des communes pilotes, le compteur communicant gaz de GRDF, plus connu sous le nom de Gazpar, débarque progressivement dans nos foyers. D’ici six ans, les 11 millions de clients gaz naturel seront équipés et connectés. Une petite révolution dans le domaine de la maîtrise d’énergie puisque désormais le client disposera de ses données de consommation quotidienne. Tour d’horizon.

C

’est début mai que le top départ du déploiement généralisé de Gazpar a été lancé dans plusieurs villes de France dont Brest et Reims. Si 165 000 compteurs ont été posés durant la phase pilote, le rythme s’est considérablement accéléré ces dernières semaines puisque GRDF prévoit la pose de plus de 500 000 compteurs supplémentaires d’ici la fin de l’année 2017. Une accélération rapide rendue possible par une phase pilote concluante qui a permis au distributeur de gaz français de familiariser, via un vaste travail de concertation mené sur le terrain, des dizaines de milliers de Français à l’arrivée progressive de Gazpar dans leurs foyers. Une démarche de pédagogie prônée par GRDF qui pourrait permettre à Gazpar de générer bien moins de polémiques que son comparse Linky.

Une phase pilote concluante Si c’est en 2016 que les premiers compteurs ont été installés dans les quatre zones pilotes, soit vingt-quatre communes réparties en Normandie, Bretagne, Île-de-France et Rhône-Alpes, c’est en réalité bien en amont que les travaux autour du compteur communicant gaz ont commencé. « Dès août 2014, des comités de concertation locale ont été créés avec des élus, bailleurs sociaux, des associations de consommateurs et de locataires et les équipes de GRDF. L’objectif : présenter le projet Gazpar et construire un parcours client adapté aux besoins de chacun » explique à Gaz d’aujourd’hui Christophe Rocher, en charge de la communication du projet Gazpar chez GRDF. « C’est une étape essentielle car ce sont ces acteurs que nous avons sensibilisés qui vont contribuer à relayer l’information sur le terrain, répondre aux clients et les accompagner pour que Gazpar devienne un outil de maîtrise des consommations. C’est d’ailleurs le sens des expérimentations maîtrise de l’énergieʺmenées avec certains de ces acteurs, en lien avec l’Ademe » souligne-t-il.

L’anticipation et l’instauration d’une relation de proximité avec les consommateurs dans les territoires, c’est semblet-il la recette du succès de cette phase pilote qui a permis selon Christophe Rocher de « conforter le choix de GRDF tant sur les aspects techniques du compteur que sur le processus mis en place pour transmettre et vulgariser l’information auprès de nos clients ». Une efficacité sur le terrain avérée

et un retour client satisfaisant a conduit GRDF à maintenir les mêmes dispositifs lors du déploiement généralisé.

Une généralisation progressive « Le processus de généralisation a été enclenché dans les huit régions, GRDF couvrant l’ensemble du territoire métropolitain », souligne Christophe Rocher qui précise que le rythme va s’intensifier dans les prochaines semaines et atteindra, en rythme de croisière (2019), environ 200 000 poses par mois. Dans chaque région, GRDF procède par un phénomène dit de « tâche d’huile » en ciblant une zone précise (en général assez dense) et en la saturant. Le déploiement se fait ensuite par propagation autour de la première zone déployée. Plus concrètement, cela signifie qu’au sein d’une même agglomération, des zones peuvent être entièrement traitées alors que d’autres attendent encore. C’est le cas par exemple pour Toulouse et sa métropole, où le déploiement durera six ans. Si l’installation des compteurs a bel et bien commencé, son achèvement complet n’est prévu dans la ville rose que début 2023. Une des premières villes hors zone pilote à être partiellement équipée a été Reims, avec la pose du premier compteur le 2 mai dernier. Depuis, c’est près de 12 000 compteurs qui ont été posés dans la région Grand Est, dont une grande partie à Reims. Une ville où le compteur Gazpar est un peu chez lui, puisque c’est dans « la belle endormie » que seront fabriqués 3,6 millions de compteurs, soit près du tiers des futurs compteurs installés. L’année prochaine, GRDF prévoit la pose de 1 million d’installations puis, à partir de 2019, ce seront en moyenne 2 millions de compteurs qui seront installés, jusqu’au remplacement total des 11 millions de compteurs à gaz de l’Hexagone début 2023.

Une relation client maîtrisée Chaque ménage concerné se verra adresser, environ un mois et demi avant l’intervention, un courrier d’information. Ce dernier détaillera notamment les raisons et les modalités de l’installation de Gazpar. C’est ensuite une société prestataire de services qui entrera en contact avec le client pour fixer les modalités de l’intervention. « Si le déploiement des compteurs communicants gaz est prévu par des textes législatifs

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 41

UTILISATIONS ET MARCHÉS

et réglementaires, nous souhaitons convaincre nos clients de son intérêt, aussi. Si nous faisons face à un refus, nous entrons en contact avec lui pour expliquer la démarche et les avantages dont il pourrait bénéficier, tel qu’un suivi quotidien, une meilleure maîtrise de sa consommation d’énergie ou encore une tarification plus précise » explique Christophe Rocher. Une stratégie efficace d’après GRDF qui a fait face à très peu de refus en zone pilote. L’entreprise précise toutefois qu’en cas de refus, elle respectera l’avis final du client. « L’important pour GRDF c’est que chaque client s’approprie sa consommation quotidienne d’énergie, c’est le but de ce projet ! Gazpar est une étape majeure en faveur de la maîtrise de l’énergie » conclut Christophe Rocher.

Accompagner l’émergence d’une filière industrielle d’excellence Si peu de communication est faite sur le sujet, il s’agit bien d’un enjeu fort pour GRDF mais aussi pour la France puisque le distributeur a la volonté de participer à l’émergence d’une nouvelle filière industrielle d’excellence. Une filière qui, pour Christophe Rocher, devra « refléter un savoir-faire à la française susceptible d’accompagner le développement des compteurs communicants dans le monde ». « GRDF a des échanges réguliers avec des porteurs de projets à l’étranger qui sont intéressés par notre expertise sur le comptage évolué » ajoute-t-il. La majorité des emplois liés à la fabrication de Gazpar sont localisés en France, où tous les assemblages finaux et une partie de la fabrication sont réalisés par plusieurs entreprises implantées en Alsace, en Bretagne et en Champagne-Ardenne. Il s’agit de Sagemcom, Dielh Mettering, Itron et Kerlink.

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42 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

Quel retour sur investissement ?

Le bilan économique de ce vaste chantier, estimé à 1 milliard d’euros, est positif selon GRDF, à l’échelle de la société, grâce aux économies d’énergie engendrées par une meilleure connaissance des consommations. « La CRE estime que ces économies d’énergie s’élèveront à 1,5 % » précise Christophe Rocher. L’investissement consenti par GRDF sera quant à lui en grande partie couvert par la connaissance plus fine que le distributeur aura du réseau dont il gère l’exploitation, par exemple pour y injecter du biométhane. Les coûts qui ne seront pas couverts par cette optimisation du système gazier seront intégrés au tarif de distribution, pour une hausse de la facture du client d’environ 0,3 % par an, soit 2 à 3 euros en moyenne.

Christophe Rocher souligne tout de même que « si la question des ondes, tout comme celle liée à la confidentialité des données, sont parmi les plus récurrentes chez les clients, nous nous efforçons d’y répondre avec pédagogie ». GRDF aura en 2023 établi un contact avec ses 11 millions de clients, une véritable petite révolution pour l’entreprise pour laquelle Gazpar a un rôle prépondérant à jouer dans un système énergétique en mutation permanente, vers l’émergence des smart gas grids et vers toujours plus de décentralisation.

Laura Icart

UTILISATIONS ET MARCHÉS

OUTILS

La filière GNV dégaine son open data La mobilité gaz fait sa révolution numérique ! C’est en substance le message transmis par Jean-Claude Girot, président de l’Association française des véhicules roulant au gaz naturel (AFGNV), le 4 juillet lors du lancement officiel de « mobilité gaz open data », une nouvelle base de données et un moteur cartographique dédiés aux stations existantes et futures fournissant du gaz carburant en France. Explications.

«

2 questions

Mobilité gaz open data », a été développée conjoin-

tement par l’AFGNV et par GRTgaz pour faciliter le développement du GNV en France. Ce nouvel outil numérique doit permettre d’accroître la visibilité du GNV en fournissant des informations claires, précises et actualisées sur le réseau de stations de GNV. Présenté comme un outil d’aide à la décision pour les professionnels du transport, il repose sur la plateforme « open data réseaux énergies » lancée par RTE et GRTgaz le 3 avril dernier.

Des acteurs informés en temps réel Les données de cette nouvelle plateforme sont indispensables pour les professionnels du transport (chargeurs et transporteurs notamment) pour qui la proximité d’une station publique existante ou en projet est un critère essentiel pour investir dans des véhicules GNV, mais pour aussi les collectivités locales et régionales, pour qui cet outil pourrait faciliter la construction et le suivi de leurs schémas directeurs en matière de transport (dit « Sraddet ») et l’usage du GNV. Enfin, cela permettra également aux pouvoirs publics en charge de la mise en œuvre de la directive AFI (alternative fuels infrastructures) d’utiliser « mobilité gaz open data » pour suivre la progression du réseau d’avitaillement GNV en France.

Une dynamique enclenchée Le gaz carburant connaît actuellement une véritable dynamique, particulièrement dans les grandes zones urbaines, où les pics de pollution répétitifs ont conduit les pouvoirs publics à prendre des mesures de plus en plus restrictives.

De fait, le réseau de stations gaz s’est considérablement densifié ces dernières années. « Depuis le début de l’année, il s’ouvre trois stations par mois en moyenne » précise Gilles Durand, secrétaire général de l’AFGNV. « C’est trois fois plus qu’il y a un an. » Si l’investissement reste important (1 million d’euros pour une station), l’intérêt suscité par le GNV semble bien réel. Pour preuve, les ouvertures qui vont s’accélérer ces prochains mois : une trentaine d’ici la fin de l’année 2017 pour arriver fin 2018 à un nombre prévisionnel de 127 stations, sans compter les projets qui peuvent voir le jour d’ici là.

à Vincent Rousseau,

directeur mobilité gaz chez GRTgaz et président de la commission des affaires publiques de l’AFGNV. © GRTGAZ

Vous avez développé un outil, « mobilité gaz open data », capable de géo-localiser à la demande les stations-service en France métropolitaine. Estce pour vous un nouveau moyen d’amener plus d’acteurs à utiliser le GNV ?

Cet outil permet de matérialiser la réalité de l’avitaillement sur le territoire et de continuer à renforcer l’écosystème GNV en France. L’accès au gaz carburant est un critère clé pour que les investisseurs décident de choisir des solutions GNV. Avec cet outil et cette transparence sur la réalité de développement de l’infrastructure de remplissage, les transporteurs qui envisagent d’investir dans des véhicules GNV pourront instruire leurs choix avec des chiffres communs à toute la filière. Cet outil contribue à améliorer une visibilité indispensable au développement de notre filière. Il aurait pu, à mon sens, être mis en place par l’État, à l’instar de ce qui a été mis en place pour les bornes de recharge électrique.

Quel est son fonctionnement ? Quelles sont ses perspectives d’évolution ?

D’un simple clic on peut visualiser l’emplacement des stations actuelles et futures à l’échelle nationale comme régionale. Il est également possible d’accéder à plusieurs type d’informations comme le mode de paiement, le type de gaz (GNL/GNC) ou l’accessibilité aux poids lourds. Pour les stations en projet, seules celles qui ont une date de mise en service sont indiquées sur la cartographie. Pour ce qui est de l’actualisation de la base de données, elle se fera au fil de l’eau en fonction des données remontées par les vingt opérateurs de stations actuellement actifs sur le marché français. L’intégration d’autres données propres au GNV est actuellement à l’étude, comme la consommation de GNV et bioGNV ou les nouvelles immatriculations de véhicules. Nous espérons être capables de les fournir dans un futur proche.

L.I. o

Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 43

BRÈVES INSTITUTIONS ET ENVIRONNEMENT

INSTITUTIONS ET ENVIRONNEMENT

CARNET Marco Alverà, directeur général de Snam, a été nommé en juin dernier premier président de GasNaturally, un consortium représentant l’industrie européenne du gaz.

Brice Bohuon a été nommé en juin directeur général de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Diplômé de l’IEP de Paris et de l’École des mines de Paris, ancien élève de l’ENA, il est également membre du Conseil d’État.

Thibaud Normand a été nommé conseiller technique énergie auprès du Premier ministre.

Jonathan Nussbaumer a été nommé conseiller technique industrie, commerce et artisanat du « pôle économie, finances, industrie » auprès du Premier ministre.

Eric Naddéo, président directeur général du groupe Antargaz Finagaz, a été élu lors de l’assemblée générale du Comité français du butane et du propane (CFBP) du 16 juin 2017 à la présidence de l’association. Il occupait depuis deux ans le poste de vice-président et succède à Emmanuel Trivin, président directeur général de Butagaz, qui exerçait ce mandat depuis juillet 2015.

LE DROIT À HABITER (TOUJOURS) MIEUX !

Blanche Guillemot, directrice générale de l’Agence nationale de l’habitat (Anah) et Henri Lafontaine, directeur exécutif en charge du pôle clients, services et action régionale du groupe EDF, ont dressé le 28 juin le bilan des actions menées dans le cadre du programme « Habiter mieux » et annoncé le renouvellement de leur partenariat pour la période 2018-2019.

Le programme « Habiter mieux » de l’Anah a deux priorités : œuvrer en faveur de la rénovation énergétique des bâtiments pour réduire les consommations énergétiques et aider les clients en situation financière fragile afin que leur facture énergétique ne soit plus un facteur aggravant de leur situation. Il prévoit un accompagnement et une aide financière pour faire des travaux de rénovation énergétique dès lors qu’ils garantissent un certain seuil de gain énergétique : depuis son lancement en 2011, près de 191 000 logements ont ainsi été rénovés.

UNIS POUR LE CLIMAT Nicolas Hulot, ministre d’État de la Transition écologique et solidaire, s’est félicité le 12 juin dernier de l’adoption du communiqué final obtenu au terme du G7 environnement à Bologne sous présidence italienne. L’unité affirmée par l’Italie, le Canada, l’Allemagne, le Japon, le Royaume-Uni et la France démontre, selon le ministre « l’attachement de ces six pays à l’accord de Paris pour lutter contre le changement climatique ». Ils ont fait front commun pour défendre vivement et réaffirmer le caractère non négociable et irréversible de l’accord de Paris et sa mise en œuvre. Ils ont par ailleurs réitéré l’importance des financements en faveur des pays en développement pour conduire leur politique de transition économique et écologique. Au terme des négociations, l’ensemble des membres du G7 se sont accordés pour souligner le caractère incontournable des politiques durables en faveur de l’environnement telles que l’économie circulaire, la pollution maritime, les liens entre les politiques environnementales et les créations d’emploi et l’effort collectif en direction du continent africain.

DES ÉTIQUETTES « ÉNERGIE » PLUS STRICTES Les députés européens ont donné le feu vert, mardi 13 juin, à un outil permettant aux consommateurs de choisir des produits qui réduisent leur consommation d’énergie et leurs factures énergétiques. Une nouvelle échelle plus stricte allant de A à G, montrant l’efficacité énergétique des appareils électroménagers et suivant l’évolution des progrès technologiques a été adoptée par les députés. Les acheteurs pourront choisir des produits plus efficaces afin de réduire leur consommation et leurs factures d’énergie, tandis que les fabricants seront encouragés à innover et à investir dans des produits plus économes en énergie. Dès la fin 2019, les usagers devraient pouvoir voir les premières étiquettes avec la nouvelle échelle sans les indications «+» (A+/A++/etc.) dans les magasins.

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INSTITUTIONS ET ENVIRONNEMENT

MÉTHANISATION

Ça va rugir vert au zoo de Thoiry !

La première pierre de l’unité de production et d’injection de biométhane du parc zoologique de Thoiry en Île-deFrance a été posée le 20 avril dernier. Ce projet inédit en France permettra au zoo de valoriser ses déchets organiques produits sur le site et de produire une énergie 100 % renouvelable. Reportage.

© THOIRY

T

ransformer le fumier en énergie : l’idée ne date pas d’hier pour Colomba de La Panouse-Turnbull, directrice zoologique du parc de Thoiry et pour Sylvie Fleury, fondatrice d’Ivaloé, cabinet d’expertise technique environnementale, expert en méthanisation. Les deux femmes réfléchissent à ce projet de méthanisation au sein du zoo de Thoiry depuis une dizaine d’années. De leur rencontre est née Thoiry Bioénergie. Une société familiale qui s’inscrit dans la lignée d’une démarche environnementale revendiquée depuis plusieurs années par la famille de La Panouse, actionnaire du groupe Thoiry. Thoiry Bioénergie aura en charge la promotion des énergies renouvelables et la production de substrats d’intérêts agronomiques. « Il y a toujours eu pour moi une logique indéniable à ce qu’un parc zoologique s’intéresse à la méthanisation. Nous produisons une très grande quantité de déchets organiques, environ 600 tonnes. À cela s’ajoutent les déchets verts des jardins botaniques et nous avons dans le même temps de gros besoins de chauffage pour les habitations de nos animaux et les différents bâtiments du parc », explique Colomba de La Panouse.

Le projet est passé par diverses phases. Conçu au départ comme un projet de cogénération dont l’objectif initial était la création d’une énergie verte permettant - grâce au fumier des animaux - de chauffer les installations du parc et du château, l’arrivée du gaz de ville il y a trois ans au village de Thoiry et le partenariat noué avec GRDF ont redistribué les

cartes et ouvert une perspective nouvelle : celle de pouvoir injecter du gaz dans le réseau.

Créer un cycle local vertueux Créée en janvier 2015, Thoiry Bioénergie a une double vocation : valoriser ses déchets organiques (fumier des animaux et déchets verts) pour produire du biométhane mais aussi des digestats plus écologiques issus de la méthanisation. « Nous avons la volonté de créer un digestat de grande qualité, utilisable en agriculture biologique » précise Colomba de La Panouse. « Nous avons d’ailleurs signé un partenariat avec de nombreux agriculteurs des alentours qui se sont engagés à utiliser nos digestats » ajoute-t-elle.

Intégrée au cœur d’un vaste projet de territoire, la société a opté pour l’injection du biométhane dans le réseau, une solution optimale puisque 98 % de l’énergie est réutilisée.

La solution est rendue possible par un partenariat noué avec GRDF qui s’est engagé à réaliser une extension du réseau gaz naturel pour capter le biométhane produit par l’usine et qui fera une interconnexion de plusieurs réseaux pour absorber la totalité de la production biométhane. Ce sont près de huit communes de Thoiry jusqu’à Plaisir en passant par Les Clayes-sous-Bois et Villepreux qui devraient être alimentées en biométhane. Un investissement de l’ordre de 5 millions d’euros pour l’usine de méthanisation, qui a reçu un soutien financier important (de l’ordre de 44 %) du conseil régional d’Île-de-France et de l’Ademe. Un montant auquel

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 45

INSTITUTIONS ET ENVIRONNEMENT

© THOIRY

s’ajoutent des coûts additionnels, environ 1 million d’euros, pris en charge par Thoiry Bioénergie, liés notamment aux aménagements paysagers nécessaires à l’intégration d’une usine sur un site classé mais aussi à la réduction des nuisances olfactives et sonores puisque tous les intrants sauf les déchets verts seront traités directement en bâtiment. « Ce sont des gages de qualité qui nous confèrent une valeur ajoutée par rapport à une usine de méthanisation classique », ajoute Sylvie Fleury, future directrice d’exploitation de Thoiry Bioénergie. Dans le cadre de son partenariat avec le parc zoologique de Thoiry sur lequel elle est implantée, la société accompagnera également le parc dans une mission de sensibilisation et de pédagogie autour des énergies renouvelables.

Valoriser des déchets organiques...

Les études de ressources menées entre 2014 et 2015 ont permis d’identifier, au-delà des ressources disponibles au sein du parc zoologique, un potentiel de ressources importantes chez les agriculteurs mais aussi les industriels du territoire, dans un rayon de 15 km. « Nous avons trouvé majoritairement des fumiers bovins et équins mais nous avons également signé un partenariat avec des enseignes de distribution pour récupérer leurs invendus fruits et légumes » explique Sylvie Fleury. Chaque année, près de 11 000 tonnes de déchets végétaux alimenteront l’unité de méthanisation.

L’éléphant est l’emblème de Thoiry Bioénergie. Et c’est tout sauf un hasard ! Le pouvoir méthanogène de l’éléphant est l’un des plus élevés des animaux présents dans le parc. .… .. en produisant du biométhane...…

L’ensemble des déchets recueillis (fumiers, déchets verts, fruits et légumes périmés) seront mixés dans une mélan-

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geuse. « Nous avons choisi un procédé que l’on appelle ʺen voie sèche continueʺ, totalement automatisé, où tout se passe en ambiance fermée » explique Sylvie Fleury, qui précise que le mélange obtenu est « à haute teneur en matière sèche, environ 28 %, ce qui induit une méthanisation compacte ». Ce mélange passera ensuite un certain nombre de jours dans le digesteur où les bactéries dégraderont la matière, majoritairement le carbone pour produire du biogaz. Le biogaz sera ensuite envoyé dans un système d’épuration membranaire où il sera transformé en biométhane de type H+. « Un système parfaitement adapté au débit que nous allons produire, puisque l’unité de méthanisation aura une capacité pouvant aller jusqu’à 250 normaux mètres cubes par heure » souligne Sylvie Fleury qui précise que « le débit devrait être compris entre 120 et 150 Nm3 par heure dans les premières années ». La future directrice de Thoiry Bioénergie insiste sur les perspectives d’évolution de leur outil industriel qui sera en mesure de doubler sa capacité de production à moyen terme. Un avis partagé par Daniel Lhéritier, chef de projet biogaz chez GRDF qui prévoit « un rendement d’environ 10 gigawattheures par an de biométhane chaque année ». La mise en service de l’unité est prévue cet automne avec une première injection à la mi-janvier 2018. « C’est alors que la phase 1 du projet débutera. Elle doit durer entre 12 à 18 mois. Au cours de cette période, le biométhane devrait représenter plus de 20 % de la consommation totale de gaz des huit collectivités en période estivale », ajoute Daniel Lhéritier. Un ratio appelé à doubler en phase 2, de 20 à 40 %. .… .. et un fertilisant Quant au digestat produit, qui s’apparente à un amendement organique, mais qui est en réalité un fertilisant riche en carbone, en azote et en phosphore, il est stocké au sein de l’usine avant distribution selon le plan d’épandage. « Nous avons la volonté de faire homologuer notre digestat et ceci même si l’évolution de la réglementation devrait nous permettre prochainement d’obtenir un statut produit au vu de la qualité de la production [uniquement du végétal, NDLR].

C’est un autre gage de notre qualité » conclut Sylvie Fleury. « Un projet fédérateur » comme aime à le rappeler Colomba de La Panouse. Un projet qui a bénéficié du soutien financier et logistique d’un grand nombre d’acteurs et qui fera dans quelques mois du château de Thoiry le premier monument historique en France alimenté en biométhane. Et l’histoire ne fait que commencer…

Laura Icart

TERRITOIRE

L’énergie gaz se Corse L’État et la collectivité territoriale de Corse ont annoncé leur décision, via la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) adoptée en décembre 2015, de remplacer le fuel des centrales thermiques par du gaz naturel. La Corse a un système énergétique complexe qui pourrait avec cette mesure connaître dans les années à venir une profonde mutation vers une efficacité énergétique renforcée et un bilan carbone nettement amélioré.

LA PPE EN CHIFFRES SUR LA PÉRIODE 2016-2023

960

1,475

pour 3 000 logements rénovés par an

d’investissements dans les infrastructures et réseaux

millions d’euros

milliard d’euros

S

ur le plan énergétique, la Corse est un véritable cassetête ! Région insulaire isolée du réseau électrique continental, l’île doit produire seule et localement son énergie.

Un système énergétique complexe En Corse, les besoins énergétiques sont couverts par des centrales thermiques au fuel. Sources importantes de pollution atmosphérique, elles ne permettent même pas de répondre à l’ensemble des besoins des habitants de l’île. Voilà pourquoi l’électricité affiche un coût plus important qu’ailleurs, avec un bilan carbone peu convaincant. Durant les dix dernières années, la consommation électrique en Corse a augmenté en moyenne de 3,6 % par an. Elle est très fortement liée au climat et donc aux besoins de chauffage (24 %) en hiver ou de climatisation (13 %) en été. Si l’île de beauté peut compter sur l’électricité importée d’Italie et sa propre production renouvelable, ce sont bien les deux centrales thermiques du Vazzio et de Lucciana qui fournissent une grande majorité de l’énergie.

Une programmation pluriannuelle de l’énergie pour guider la transition énergétique corse La Corse est la première région de France à s’être dotée d’une PPE, adoptée par décret le 18 décembre 2015. À l’heure où une importante partie de la consommation énergétique primaire de l’île est assurée par des importations (87 % en 2014), l’objectif principal de la PPE est de réduire la dépendance aux importations et de sécuriser son alimentation en matière d’énergie, notamment avec l’arrivée du gaz naturel et la conversion des centrales thermiques.

205

millions d’euros

dédiés aux transports et à la mobilité durable

472

millions d’euros

consacrés à un plan énergies renouvelables

L’attrait du gaz naturel Annonce phare de la PPE corse : les centrales thermiques du Vazzio et de Lucciana, qui affichent respectivement une puissance de 132,3 mégawatts (MW) et 128 MW, seront converties au gaz naturel. La PPE prévoit que le gaz naturel remplacera le fuel (lourd ou léger) pour alimenter les centrales thermiques. Pour ce faire sera réalisé un gazoduc d’environ 200 km permettant d’alimenter les moyens de production thermiques d’électricité de la région mais aussi la construction d’un cycle combiné d’une puissance de l’ordre de 250 MW dans la région d’Ajaccio, fonctionnant au fuel domestique dans l’attente de la mise en place de l’approvisionnement en gaz naturel. Ce vaste projet va entraîner l’installation d’une barge en pleine mer, où accosteront les méthaniers. C’est de là que partira le gazoduc qui desservira la centrale de Lucciana puis descendra la plaine orientale avant de bifurquer vers la centrale du Vazzio. Le précédent gouvernement, par la voix de Ségolène Royal, avait annoncé sa volonté de « rendre le gaz naturel disponible dès la mise en service de la nouvelle centrale EDF à cycle combiné gaz du Vazzio à l’horizon 2023 », dont la construction devrait démarrer en l’année prochaine.

La PPE corse se veut une base pour assurer la sécurité de l’approvisionnement énergétique mais aussi pour enclencher sa transition énergétique. Un bien nécessaire selon Gilles Simeoni, président du conseil exécutif de Corse, qui rappelle qu’« aujourd’hui 20 % de la population corse est en situation de précarité énergétique ».

L.I.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 47

BRÈVES BUTANE ET PROPANE

BUTANE ET PROPANE

ENTRE DÉFIS ET OPPORTUNITÉS

DU GPL POUR LUTTER CONTRE LA POLLUTION DE L’AIR AU ROYAUME-UNI

Le congrès annuel de l’Association européenne des GPL (AEGPL) a eu lieu à Lisbonne les 21 et 22 juin 2017, regroupant environ 1 200 professionnels de toute l’industrie du GPL. Pendant deux jours, les congressistes ont discuté des défis et des opportunités pour l’industrie du GPL tout au long de sa chaîne de valeur. Les discussions portaient sur des sujets tels que le rôle des énergies renouvelables et les innovations du secteur, mais aussi sur l’impact des politiques publiques ou le rôle du GPL dans les territoires.

Policy Exchange, l’un des principaux think tank britanniques, a publié en juin une série de recommandations pour réduire l’impact du transport routier sur l’environnement et améliorer la qualité de l’air. « Essentiels dans nos sociétés, les transports routiers doivent désormais être viables à la fois sur les plans économique et environnemental » souligne le think tank. D’où l’urgence, selon celui-ci, d’attaquer sur le même front les problèmes des gaz à effet de serre et de pollution de l’air et parmi eux la production de particules fines et d’oxyde d’azote dont les véhicules diesel sont largement responsables. Policy Exchange a recommandé à son gouvernement de promouvoir le GPL.

L’INDE CROIT AU GPL Selon les conclusions d’un rapport mené par l’Indian Auto LPG (IAC), qui réunit les acteurs du secteur, les ventes de GPL ont augmenté de 16 % lors du dernier trimestre 2016. Avec plus de 1 100 stations dans 500 villes du pays, de nombreux atouts environnementaux et un prix attractif, le GPL s’impose selon eux « comme une solution propre, peu coûteuse et facile à développer en remplacement du diesel et de l’essence ».

UNE OFFRE DE VÉHICULES GPL NEUFS ET MOINS CHERS Premier vendeur en ligne multimarques indépendant français grâce à des tarifs parmi les plus bas du marché (jusqu’à 40 % de remise sur certains modèles), Elite Auto propose diverses marques et plus d’une dizaine de modèles GPL. Sur un site Internet dédié, plusieurs marques, dont Alfa Romeo, Fiat, Mercedes et Opel déclinent des offres qui s’adressent tant aux professionnels qu’aux particuliers.

RUBIS MISE SUR UNE OFFRE ÉLARGIE

L’entreprise française Rubis a racheté, le 31 juillet, les actifs de distribution GPL de Repsol dans les îles de Madère et des Açores (Portugal) ainsi que les réseaux de distribution canalisés continentaux.

Cette acquisition permet à Rubis d’élargir son offre au segment réseaux canalisés et d’atteindre une taille critique dans ses activités existantes à Madère et aux Açores. Ces activités représentent un volume annuel d’environ 15 000 tonnes, soit 12 % des volumes commercialisés par le groupe localement et génèrent un résultat brut LE CARBURANT d’exploitation normatif (dit LE MOINS CHER « EBITDA ») d’environ 6 milÀ LA POMPE : lions d’euros. Les actifs repris comprennent différents segments : le conditionné, le vrac et les réseaux de distribution / LITRE canalisés ainsi que les installations opérationnelles associées.

BAROMÈTRE DU GPL DE JUILLET 2017

0,74

€

© CFBP

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48 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

Moyenne de juillet 2017 1,40 € 1,20 € 1,00 € 0,80 €

1,32 1,17

SP 95 Gazole

GPL

GPL

0,74

0,60 € *Source du prix au litre des carburants en euros : MEDDE - www.developpement-durable.gouv.fr

BUTANE ET PROPANE

ÉNERGIE VERTE

Place au bioGPL !

Très attendu, le bioGPL semble bel et bien sur le point de débarquer sur le marché français. Deux fournisseurs historiques de GPL, Butagaz et Primagaz, sont sur les starting-blocks et devraient être en mesure de proposer à ses clients du GPL renouvelable, sous différentes formes, dans les prochains mois. Explications.

Arrivée imminente du bio-isobutène chez Butagaz Butagaz sera le premier distributeur de gaz à commercialiser du butane et du propane comportant du bio-isobutène à des millions de foyers français. Le partenariat avec Global Bioenergies, signé en janvier 2017, porte sur l’incorporation de lots de bio-isobutène issus du démonstrateur industriel de Global Bioenergies basé en Allemagne1. « La livraison des premières quantités de bio-isobutène a pris un peu de retard mais nous devrions les recevoir courant septembre.

Nous commencerons l’incorporation dans nos produits pour être en mesure de proposer une offre commerciale au début de l’année prochaine » déclare à Gaz d’aujourd’hui Ronan Scavennec, responsable du service marketing B2B et B2C de Butagaz, en précisant que « si les caractéristiques physico-chimiques du bio-isobutène sont proches du butane » permettant un mélange des deux produits à hauteur de 50 %, « le mélange avec le propane se fera dans des proportions plus limitées, moins de 10 %. » À terme, Butagaz pourrait acheter des milliers de tonnes de bio-isobutène lorsque la première usine commerciale baptisée IBN One, construite par Global Bioenergies (en partenariat avec Cristal Union, le numéro 2 du sucre en France) sera mise en activité au dernier trimestre 2018. Elle devrait produire 50 000 tonnes d’isobutène en transformant 200 000 tonnes de sucre. « Du bio-isobutène made in France, c’est important pour l’attractivité de nos territoires ! Si nous avons la volonté d’investir dans des solutions plus vertes, nous somme aussi attachés à faire vivre l’économie circulaire » ajoute Anne-Stéphanie Pierry, directrice de la communication chez Butagaz. Depuis janvier 2017, Global Bioénergies et Butagaz mènent conjointement une étude technico-économique portant sur l’incorporation à grande échelle de composés d’origine renouvelable dans les filières butane et propane.

Une solution qui pourrait aider à réduire les émissions de CO2 dans le cycle de vie global du gaz, de sa production à sa commercialisation.

Energy qui détient l’exclusivité de sa distribution dans notre pays. « L’arrivée du bioGPL en provenance des PaysBas est prévue pour le mois d’octobre, pour une distribution à nos clients en fin d’année » a confié à Gaz d’aujourd’hui Julie Protière, responsable communication chez Primagaz. « Nous avons lancé toutes les démarches nécessaires pour commercialiser le bio-propane dans la carburation, l’habitat social et l’habitat neuf » souligne-t-elle, tout en précisant que Primagaz communiquerait prochainement sur ce sujet. Le bio-propane est un gaz de synthèse. Son caractère bio provient des éléments qui interviennent dans sa fabrication. Il est produit à partir de matières premières renouvelables, principalement issues d’huiles et de déchets végétaux. Composé de la même structure moléculaire que le GPL, il peut ainsi le remplacer complètement ou être mélangé avec ce dernier. Il ne demande aucune modification des installations de GPL existantes et ne générera donc aucun goût supplémentaire, tout en apportant des gains environnementaux certains. Primagaz commercialisera près de 40 000 tonnes de bio-propane au cours des quatre prochaines années. À l’heure de la mobilité durable et de toujours plus d’efficacité énergétique, l’arrivée du bioGPL sous toutes ses formes sur le marché français permettra d’inscrire encore davantage l’énergie GPL dans la transition énergétique. C’est en tout cas la conviction des acteurs de la filière.

L.I. 1

Voir notre article « De l’isobutène vert dans le GPL », Gaz d’aujourd’hui 4-2015.

2 Voir notre article « Plein gaz sur le biopropane », Gaz d’aujourd’hui 1-2016.

Le bio-propane devient réalité chez Primagaz Annoncé initialement en mars 2017, l’usine Neste, basé à Rotterdam2, serait en passe de livrer ses premières tonnes de bio-propane à Primagaz, filiale française du groupe SHV

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 49

BUTANE ET PROPANE

ENQUÊTE

Le monde des GPL À travers le monde, des centaines de millions de personnes utilisent aujourd’hui les gaz de pétrole liquéfié, plus communément appelés GPL, et en dépendent pour de nombreux usages : dans l’industrie, les transports, l’agriculture, la production d’électricité, la cuisine, le chauffage et les loisirs. Mais peu savent en revanche comment les GPL sont produits, d’où ils viennent et qui sont les pays qui en consomment le plus. Enquête.

pendant une trentaine d’année à une commercialisation régionale, la crise pétrolière de 1973 marque un tournant pour l’industrie des GPL avec la prise de conscience de leurs intérêts par les pays pétroliers. Les années 80 se révélèrent être une période d’expansion considérable des exportations de GPL dans le monde.

© Patrice Latron

Q

u’est ce qu’un gaz de pétrole liquéfié ? Principalement une combinaison de molécules de propane et de butane associées à d’autres composés en quantités infiniment petite. Mais commençons par un peu d’histoire…

Les industries gazières et pétrolières ne se sont intéressées que tardivement à l’industrie des GPL, les gaz butane et propane. Si l’aventure du gaz naturel a commencé à l’orée du XIXe siècle avec Philippe Lebon, l’histoire des gaz butane et propane débute avec celle du XXe siècle. En 1911, un chimiste américain, Walter Snelling, démontre que la présence de propane et de butane dans l’essence est à l’origine de l’évaporation. Il développe rapidement une méthode pour séparer ces gaz de l’essence. La première production de GPL pour leur utilisation remonte aux années 20 et il faudra attendre les années 50 pour que commencent des échanges commerciaux d’envergure. Si, en France, l’entreprise Liotard invente et commercialise (en 1934) la première bouteille de gaz butane via sa filiale Primagaz, il faudra attendre le milieu des années 40 pour que l’utilisation des GPL débute véritablement. Limitée

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50 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

L’origines des GPL Les GPL proviennent de deux origines : environ 60 % sont récupérés lors de l’extraction du gaz naturel et du pétrole de la terre. Le gaz naturel brut extrait de la terre contient un mélange de gaz tels que l’éthane, le propane et le butane et ce que l’on appelle les liquides de gaz naturel (LGN) dont environ 5 % sont des GPL. Les 40 % restants sont produits lors du raffinage du pétrole brut. Le processus de raffinage du pétrole est complexe et nécessite de nombreuses étapes (distillation atmosphérique, reformage, craquage, etc.). Les GPL sont extraits à chacune d’entre elles. Ils sont produits parce que les gaz butane et propane sont piégés dans le pétrole brut. Dans le raffinage du pétrole brut, ils sont les premiers à être récupérés dans le processus de fabrication des carburants plus lourds tels que le diesel, le kérosène, le mazout et l’essence. Selon sa provenance, une tonne de pétrole brut traitée produit 20 à 30 kg de GPL. Le GPL est donc un sous-produit naturel.

Mais comment arrive-t-il jusqu’aux usagers ?

Comme nous l’avons vu précédemment, les GPL sont obtenus à l’issue du traitement du gaz naturel. Une fois prêt, le GPL est transporté vers des terminaux de stockage par des transporteurs agréés, des pipelines ou des trains. Le GPL est ensuite livré par train, route, navire-citerne côtier ou pipeline à des usines de remplissage de cylindres et des zones de stockage intermédiaires.

Les cylindres sont remplis de butane et de propane dans les usines d’embouteillage. Généralement le GPL est stocké dans des réservoirs sous pression dans des centres de stockage intermédiaires. Le GPL peut être transporté pratiquement n’importe où, soit en bouteilles, soit en vrac. Les camions transportent des bouteilles de butane et de propane de l’usine d’embouteillage aux détaillants, ainsi qu’aux

BUTANE ET PROPANE

Top 5 des pays producteurs de GPL dans le monde en 2015

Top 5 des pays consommateurs de GPL dans le monde en 2015 60

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Source : Statistical Rewiew of Global LPG 2016.

clients privés et professionnels. Pendant ce temps, les petits camions en vrac distribuent du GPL en provenance des centres de stockage à divers consommateurs. Enfin, le GPL est facilement accessible aux utilisateurs finaux par le biais d’un réseau de points de vente.

Tour d’horizon des usages les plus répandus dans le monde 44 % du GPL, soit presque la moitié de la production mondiale, a été destinée en 2015 à un usage domestique. Le secteur pétrochimique représente quand à lui 26 % des consommations. Le secteur de l’industrie (12 %), des transports (9 %) et de la raffinerie (8 %) se partagent le restant du gâteau mis à part les 1 % de GPL consommé dans le secteur agricole. Dans le rapport d’activité 2016 de l’Association mondiale du GPL (WLPGA), on apprend qu’en Amérique du Sud et en Amérique centrale, 68 % de l’énergie GPL consommée l’est au sein des foyers et sur ce nombre 85 % est consacrée principalement à la cuisson. En Asie, la moitié de la consommation de GPL est consacrée à des applications domestiques. A contrario, aux États-Unis et au Canada, 60 % du GPL est utilisé dans le secteur agricole. Dans le secteur de la mobilité, on recense 25 millions de véhicules roulant au GPL : c’est l’énergie alternative la plus utilisée dans le monde.

Une production et une consommation mondiale en hausse Les principaux producteurs de GPL dans le monde sont les États-Unis, l’Arabie saoudite et la Chine. À eux trois, ils délivrent près de 37 % des GPL produits dans le monde.

Ce sont également les trois principaux consommateurs de GPL.

D’après l’étude statistique annuelle « Statistical Review of Global LPG » éditée par la WLPGA et Argus Media, la production mondiale de GPL avoisine en 2015 les 292 millions de tonnes, soit une hausse de 4 % par rapport à 2014. Une tendance également suivie dans la consommation (284 millions de tonnes) où une hausse de 3,7 % (par rapport à 2014) est également constatée, soit un écart de près de 8 millions de tonnes entre la production et la consommation. Cette différence s’explique en partie par une production de plus en plus importante aux États-Unis, premier producteur mondial de GPL, qui a produit entre 2010 et 2015 près de 20 millions de tonnes de GPL supplémentaires, mais aussi par la hausse des exportations en provenance d’Iran et de Russie. Une croissance de la demande est également constatée pour la deuxième année consécutive sur le marché Asie-Pacifique. La Chine a dépassé le Japon en tant que plus grand importateur en Asie du Nord-Est grâce à la hausse de la consommation dans l’industrie pétrochimique du pays, complétée par une demande résidentielle et industrielle élevée. Le Japon importe 10,6 millions de tonnes par an alors que la Chine importe à présent 12 millions de tonnes contre 7,1 millions de tonnes en 2014.

Non négligeable également, la demande mondiale de GPL carburant qui a atteint en 2015 plus de 26,3 millions de tonnes, soit une hausse de presque soit 2 %. Si la croissance a été clairement constatée en 2015, elle provient principalement de petits marchés comme l’Espagne, le Tadjikistan, l’Estonie et le Bangladesh alors même que la Corée du Sud, premier consommateur de GPLc au monde, a connu une baisse de sa demande.

L.I.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 51

BRÈVES VIE DE L’AFG

VIE DE L’AFG

L’AFG DANS LES MÉDIAS Jérôme Ferrier, président de l’AFG, a été interviewé en juillet par Enerpresse pour réagir sur la place du gaz dans le plan climat annoncé par Nicolas Hulot le 6 juillet.

Dans une tribune libre publiée le 28 juillet dans Usine nouvelle, Jérôme Ferrier réagit également sur les annonces du plan climat et revient sur l’enjeu du développement de la mobilité gaz, particulièrement dans le domaine du transport lourd.

À LA DÉCOUVERTE DES INFRASTRUCTURES ÉNERGETIQUES AU PÉROU Le centre de formation de l’Association française du gaz (CFAFG) organise du 3 au 10 septembre un circuit à la découverte des infrastructures énergétiques au Pérou. L’occasion pour les étudiants du mastère spécialisé en ingénierie et gestion du gaz et pour quelques professionnels de découvrir l’organisation d’une industrie gazière internationale et de pouvoir établir des comparaisons avec l’industrie française.

RENDEZ-VOUS LE 19 ET 20 SEPTEMBRE AU PALAIS DES CONGRES DE PARIS ! IGRC 2017 Rendez-vous incontournable de l’industrie gazière française, le 125e Congrès du gaz se tiendra à la rentrée à Paris. Cette année, de prestigieux intervenants sont attendus : Fatih Birol, directeur de l’Agence internationale de l’Énergie (AIE), Isabelle Kocher, directrice générale d’Engie, Carole Delga, présidente de la région Occitanie, ou encore Pierre Gattaz, président du Medef.

La recherche gazière s’est réunie à Rio les 24, 25 et 26 mai derniers. L’occasion de faire le point sur les innovations actuellement portées par l’industrie pour faire face aux défis que sont le changement climatique, l’environnement, le développement des renouvelables et l’accès à l’énergie. L’AFG était présente à cet événement en assurant l’animation de la table ronde dédiée aux enjeux managériaux liés aux travaux de recherche.

ÉCHANGER SES BONNES PRATIQUES Dans le cadre d’un partenariat entre l’Égypte et l’Union européenne, l’Agence française de normalisation (Afnor) est en charge d’un programme visant à aider EOS, son homologue égyptien, à s’aligner sur les meilleures pratiques internationales. En 2016, l’Afnor a sollicité Certigaz pour assurer une semaine de formation à la « nouvelle approche » et à la directive « appareils à gaz ». En juillet 2017, EOS s’est rendu dans les locaux de Certigaz pour se familiariser avec le travail quotidien d’un organisme certificateur.

© AFG

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52 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

VIE DE L’AFG

INTERVIEW

« L’avenir du gaz est lié aux perspectives climatiques » Gaz d’aujourd’hui a demandé à Georges Bouchard, délégué général de l’AFG, de dresser son bilan, au terme d’un mandat de six ans qui prend fin en octobre et à l’issue d’une longue carrière menée dans le secteur gazier. Rencontre.

Quel bilan tirez-vous de ces années passées à la tête de l’AFG ?

Tout d’abord, je voudrais dire que l’AFG me tient à cœur : avant d’en être le délégué général, j’en ai été l’administrateur pendant neuf ans et notamment président de 2005 à 2007, puis trésorier.

C’est une petite structure © AFG qui marche bien si ses membres y travaillent ensemble et c’est notre travail quotidien de permanents de faire en sorte que nos membres en aient envie. Toutes nos réussites (publication du livre blanc, du scénario AFG 2030 ou du livret COP21, participation à l’université d’été du Medef, à l’exposition COP21 au Grand Palais ou au Mondial de l’automobile, développement du BNG) sont des œuvres collectives où la contribution des membres a été essentielle. L’AFG fonctionne au consensus et ça me parait très bien. Dès lors, notre mission de permanents n’est pas seulement d’acter les points d’accord entre les membres mais aussi d’étendre leur périmètre en élaborant et proposant des positions allant aussi loin que possible tout en étant acceptées par tous. C’est par exemple ce que nous avons fait sur le gaz renouvelable. L’AFG a également évolué vers plus de lobbying, amplifiant le mouvement engagé par mon prédécesseur [Daniel Paccoud, NDLR]. Il me semble qu’on en prend la mesure au Parlement et au Medef, où le gaz est davantage pris en compte. Je n’oublie pas nos filiales opérationnelles, Certigaz et CFAFG. C’est une bonne chose qu’un syndicat professionnel offre à son secteur des services dans une logique commerciale. Je laisse une marge de progrès (parmi toutes les autres !) à mon successeur : convaincre les adhérents d’accorder davantage de moyens à l’AFG, bien plus petite que la plupart de ses homologues.

Au terme de votre « carrière gazière » quelles sont les grandes évolutions que vous avez pu observer ?

Je suis effectivement gazier depuis longtemps. J’ai travaillé successivement au ministère en charge de l’Énergie dans les années 80, à Gaz de France puis GDF-Suez et enfin à l’AFG. Au-delà de la libéralisation des marchés et des bouleversements qu’elle a introduits, j’ai durant ma carrière assisté à trois évolutions importantes. La première

concerne la mentalité des gaziers. Longtemps, ils n’ont été que des commerçants, cherchant à se faire une place au soleil en convaincant les consommateurs de choisir leur énergie. Ils n’attachaient guère d’importance au lobbying.

C’est peu à peu devenu un handicap et l’industrie gazière s’est rendue compte qu’il fallait porter la voix du gaz pour lui donner une visibilité semblable à celle des autres énergies. La deuxième évolution concerne la dépolitisation progressive du prix du gaz en France. Elle a été longue et chaotique, mais aujourd’hui même les tarifs réglementés de vente d’électricité (TRV) sont à peu près libérés des préoccupations politiques. Leur disparition, suite au récent avis du Conseil d’État, parachèvera cette évolution. La dernière évolution concerne le marché : depuis des décennies, la France était un oiseau rare en Europe, avec une concurrence entre le gaz et l’électricité pour les usages finaux et en particulier le chauffage des bâtiments. Avec le développement d’une part des pompes à chaleur et d’autre part de l’éolien et du solaire, cette concurrence se généralise en Europe et la singularité française d’estompe peu à peu.

Selon vous, quel est l’avenir du gaz ?

L’avenir du gaz est lié aux perspectives environnementales. Le gaz a une vraie carte à jouer car il apporte des solutions aussi bien pour préserver le climat que pour améliorer la qualité de l’air, aussi bien à court terme qu’à long terme. On a souvent tendance à ne pas assez s’intéresser au « chemin » entre la situation actuelle et l’objectif ultime, sous l’angle des délais comme sous celui des coûts. Le gaz permet dès aujourd’hui de réduire les émissions de CO2 et les polluants de l’air, de manière rapide et économique, en remplaçant le charbon et le pétrole. Sur le long terme, un jour, le gaz sera renouvelable ! Le gaz a en particulier toute sa place dans la mobilité lourde, où l’électricité n’est pas concurrentielle : les mobilités terrestre, maritime et fluviale. Le développement des approches territoriales et de l’économie circulaire sont également doublement favorables au gaz : production locale de biogaz/biométhane, production décentralisée d’électricité en complément de l’éolien et du solaire à partir de techniques gazières.

Propos recueillis par la rédaction de Gaz d’aujourd’hui

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 53

VIE DE L’AFG

RÉGLEMENTATION

La règlementation des réseaux de distribution du gaz La règlementation applicable aux réseaux de distribution de gaz a été mise en place au début des années 2000.

L’AFG a été pleinement associée à la rédaction des premiers textes et assure toujours aujourd’hui la maintenance des différents textes qui y sont associés. Deux d’entre eux viennent d’être révisés. À cette occasion, Gaz d’aujourd’hui revient sur la structure et le mode d’élaboration de cette règlementation.

© CFBP

Les réseaux de propane.

Les textes applicables À l’aube de l’ère du nouveau monde gazier qui a conduit à la séparation des activités des compagnies gazières, l’administration, pour décliner la directive européenne 98/30/ CE du 22 juin 1998 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel, a jugé utile de revoir les principes de la règlementation applicable aux réseaux de distribution de gaz.

Nous sommes alors passés d’un système où les distributeurs de gaz utilisaient leurs propres procédures internes pour la construction, la maintenance et la gestion des réseaux à un ensemble de textes (arrêté, cahiers des charges, normes) structurant l’ensemble des dispositions à respecter par tous les gestionnaires de réseaux. Cette évolution présentait le double avantage d’harmoniser les pratiques des différents opérateurs et de rendre plus visibles les différents textes applicables. Cette nouvelle règlementation s’appliquant à l’opérateur national (aujourd’hui GRDF), aux entreprises locales de distribution (ELD membres du SPEGNN1) et aux nouveaux entrants tels que les opérateurs de réseaux de propane, l’AFG était particulièrement légitime pour assurer ce travail. Le ministère

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54 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

en charge de la sécurité du gaz a donc sollicité l’AFG pour l’élaboration d’un arrêté sur la distribution du gaz.

C’est ainsi que l’arrêté du 13 juillet 2000 décline en 5 chapitres et 26 articles les exigences essentielles de sécurité que l’opérateur de réseau doit respecter pour la conception, la construction, la mise en service, l’exploitation et la maintenance d’un réseau de distribution de gaz combustible. En plus des exigences directement explicites dans le corps de l’arrêté, celui-ci renvoie parfois à des cahiers des charges2. Ces derniers présentent l’avantage d’être plus facilement révisables que le texte règlementaire qui les appelle et donc de suivre au plus près les évolutions de leur environnement. Ils s’appuient lorsque cela est nécessaire sur les normes françaises et européennes en vigueur.

Ces cahiers des charges ont été rédigés par la commission distribution de l’AFG, puis validés par l’administration (aujourd’hui le CSPRT3). Ils sont disponibles en téléchargement libre sur le site de l’AFG4.

Une maintenance pilotée par l’AFG Dans le cadre de la simplification administrative, les pouvoirs publics ont souhaité alléger la charge du CSPRT lors de la création de nouveaux RSDG ou de la révision des RSDG existants.

C’est ainsi qu’en juin 2014, la DGPR5 écrivait à l’AFG pour lui demander de « mettre en place un dispositif de consultation publique apportant de la transparence dans le processus d’élaboration des cahiers des charges ».

Cette demande illustre la considération portée à l’AFG par les pouvoirs publics pour leur reconnaissance de son expertise en matière de concertation et validation de textes règlementaires et normatifs.

La commission distribution de l’AFG a alors élaboré une procédure d’écriture ou de révision des RSDG qui prévoit,

VIE DE L’AFG

© DR

après concertation avec la DGPR sur la base d’un premier document de travail, que le projet soit soumis à une consultation publique impliquant les industriels de la distribution du gaz mais aussi les organisations non gouvernementales et les syndicats de salariés. Les commentaires reçus sont examinés par la commission distribution et le texte éventuellement amendé en conséquence. Le projet final est alors proposé au ministère pour validation puis publication au Journal officiel.

Ce processus de concertation élargi et transparent, qui est une déclinaison de la procédure d’élaboration des normes volontaires appliquée au quotidien par le bureau de normalisation du gaz, est maintenant mis en œuvre par l’AFG et vient d’être mis à l’épreuve avec succès pour la révision de deux RSDG. Une première mise en œuvre de la nouvelle procédure réussie Les deux premiers RSDG soumis à cette procédure viennent d’être publiés au Journal officiel à l’occasion de leur révision.

Le RSDG 1 traite des règles techniques et des essais relatifs à la construction des réseaux de distribution à pression maximale de service inférieure ou égale à 25 bar.

Les principales modifications apportées portent sur les définitions et les exigences particulières applicables aux ouvrages dont la pression maximale en service est supérieure à 10 bar et le diamètre nominal supérieur à 200 mm et aux ouvrages dont la pression maximale de service est supérieure à 16 bar. Ces ouvrages sont dénommées « canalisations distribution à hautes caractéristiques ».

Elles prévoient notamment la réalisation d’une étude de danger et la mise en place d’un plan de sécurité et d’in-

tervention et d’un programme de surveillance et de maintenance.

Le RSDG 14 couvre la surveillance et la maintenance des réseaux de distribution. Il a été révisé pour préciser les dispositions relatives aux postes de détente équipés de régulateur(s) de type B dont la surveillance consistera en une recherche systématique de fuites conjointe à celle du réseau amont, associée à la vérification de la signalétique.

Pour ces deux RSDG les révisions ont aussi conduit à une mise à jour des références normatives et notamment à préciser les dates des normes citées, comme cela est maintenant requis pour la rédaction des textes règlementaires qui font référence à des normes.

Les consultations élargies ont été menées à partir du site Internet de l’AFG en juin 2015 pour le RSDG 14 et en octobre 2016 pour le RSDG 1. Les commentaires ont été examinés lors d’une réunion de la commissions distribution à laquelle étaient invités tous les émetteurs de ces commentaires.

Les projets finalisés à l’issue de ces consultations ont ensuite été adressés au ministère qui, par arrêté du 21 mars 2017 publié au Journal officiel du 19 avril 2017, a approuvé ces nouvelles versions des cahiers des charges qui sont maintenant directement et librement accessibles sur le site de l’AFG.

Benoît Charlot 1

Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées.

2 3

Règlements de sécurité de la distribution du gaz, RSDG.

Conseil supérieur de la prévention des risques technologiques. http://www.afgaz.fr/node/1155

4 5

Direction générale de la prévention des risques technologiques.

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Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017 • 55

VIE DE L’AFG

Normalisation Normes récemment publiées : NF EN 16723-1 de mai 2017 Cette norme spécifie la qualité du biométhane au point d’entrée dans les réseaux de gaz naturel. Elle vient en appui de la directive 2009/28/CE relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie à partir de sources renouvelables.

NF E 29-536 de mai 2017 Cette norme définit les exigences fonctionnelles et d’utilisation des mamelons, douilles et écrous utilisés en tuyauterie pour assembler les tubes et les appareils à gaz par jonction sphéro-coniques. Elle remplace la version d’octobre 1980.

NF EN ISO 20519 de mai 2017 Cette norme établit les exigences applicables aux équipements et systèmes de transfert de GNL utilisés pour le soutage de navires. Elle couvre : les systèmes de transfert, les procédures opérationnelles, les exigences pour le fournisseur de GNL, la formation et la qualification du personnel intervenant.

NF EN 15181 de juin 2017 Cette norme précise la méthode d’essai permettant de déterminer la consommation d’énergie des fours domestiques à gaz.

NF EN ISO 6976 de juin 2017 Les transactions commerciales à l’échelle nationale et internationale exigent de déterminer précisément la quantité ainsi que la qualité du gaz commercialisé. Cette norme spécifie des méthodes de calcul des pouvoirs calorifiques supérieur et inférieur, la masse volumique, la densité relative et les indices de Wobbe supérieur et inférieur. Ces méthodes permettent de calculer lesdites propriétés et leurs incertitudes, pour n’importe quel gaz naturel, substitut de gaz naturel ou combustible gazeux similaire dont la composition est connue dans des conditions de référence couramment utilisées.

NF EN 16942 de juin 2017 Cette norme définit les étiquettes d’identification des carburants liquides et gazeux disponibles dans les stations-service. Elles sont destinées à être vues au niveau des pompes de carburants et des points de ravitaillement, sur les véhicules, chez les vendeurs de véhicules motorisés et dans les manuels ou guides utilisateurs des consommateurs.

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56 • Gaz d’aujourd’hui • n 3-2017

Recherche prénormative pour lever les barrières au developpement du biomethane Lors d’une réunion en 2015, organisée à Bruxelles par le BNG, entre les associations Marcogaz, ACEA (association des constructeurs automobiles), NGVA et EBA avec les DG Energie, Transport et Environnement de la commission européenne, 4 barrières techniques au développement du biométhane ont été identifiées : impact des siloxanes sur les moteurs de poids lourds ; impact du soufre sur les catalyseurs et moteurs, impact de l’oxygène sur les stockages souterrains de gaz naturel et l’impact des composants sur la santé.

Pour y répondre, le CEN/TC 408, comité européen sur le gaz naturel et biométhane pour utilisation dans le transport et biométhane pour injection dans les réseaux de gaz naturel, a monté un projet dans le cadre du programme de recherche européen H2020 et de son chapitre 10 pour une « énergie sûre, propre et efficace ». Les travaux seront organisés par le GERG dans plusieurs laboratoires européens et principalement dans celui d’Engie Lab. Le montant du financement européen est de 1 million d’euros pour une première phase qui doit démarrer le 1er septembre 2017 et s’achever en 2018. Ils doivent permettre de réviser les normes sur le biométhane pour lever les barrières techniques à son développement. Le projet sera suivi par un conseil de surveillance composé de membres du CEN/TC 408 et animé par Christophe Erhel.

Agenda De nombreux travaux ont lieu à l’ISO pour accélérer le développement du GNL marin. La France y est très impliquée et l’AFG recevra les prochaines réunions suivantes : • d u 6 au 8 septembre, la première réunion sur le connecteur pour le soutage de GNL ; • le 18 septembre, la troisième réunion sur la spécification du GNL marin (travaux dont la France a proposé de reprendre l’animation).

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et d’Expogaz, sur le stand de l’AFG, les 19, 20 et 21 septembre 2017 au Palais des Congrès, Paris