Ga 2015 vol1 bd

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

N°2015-1 / JANVIER-MARS

DOSSIER

L’INDUSTRIE FRANÇAISE DU GAZ DANS LE MONDE ENTRETIEN

CONVENTION

DENIS BAUPIN Député de Paris, vice-président de l’Assemblée nationale

La croissance verte : une opportunité pour le gaz !

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 : ������������������������������� Patrick Corbin �������������������������������������������������� Joaquin Mendiluce 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 : Méline Le Gourriérec Email : ���������������������� meline.legourrierec@afgaz.fr ONT COLLABORÉ À CE NUMÉRO : Création et maquette : Eric Leuliet pour Pensioncomplète. Relecture : Pomme Larmoyer.

Rédaction : Madeleine Lafon et Méline Le Gourriérec 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 : XXXXX ADMINISTRATION DES ABONNEMENTS : AFG Tél. : +33 (0)1 80 21 08 00 Fax : +33 (0)1 80 21 07 96 E-mail : laura.icart@afgaz.fr Prix au numéro : 33 euros TTC Abonnement annuel France : 120 euros TTC Abonnement annuel étranger : 120 euros TTC Bulletin d’abonnement : p. 27 RÉGIE PUBLICITAIRE : ODYSSEY 28, rue Legendre, 75017 Paris Tél. : +33 (0)1 55 33 51 44 E-mail : sabrina@odyssey.fr Tarifs publicitaires : p. 6 IMPRIMÉE PAR : SEPEC ZAC des Bruyères 01960 Péronnas Impression et dépôt légal : Janvier 2015 - N° 1 - XXXXXXXX LISTE DES ANNONCEURS AEGPL ��������������������������������������������� 2e de couverture Afegaz �������������������������������������������� 3e de couverture WGC ����������������������������������������������� 4e de couverture CFAFG ������������������������������������������������������������������p. 2 AFG ����������������������������������������������������������������������p. 7 Certigaz �������������������������������������������������������������p. 39

C

e premier numéro de l’année est largement consacré à l’industrie gazière française à l’international.

Matthias Fekl, secrétaire d’État chargé du commerce extérieur, répond à nos questions et livre une entrevue où le rayonnement de la France est le maître-mot.

Si l’État et d’une manière plus large les institutions participent à ce développement de l’industrie gazière, les entreprises sont également à la manœuvre. Les ambitions du groupe GDF SUEZ en Amérique latine, l’activité gazière d’EDF en Europe, la stratégie © AFG à l’international de Total… : ces fleurons de l’industrie française font vivre le génie français à l’intérieur mais aussi à l’extérieur de nos frontières. La France regorge de petits et grands succès dans notre secteur. Gaztransport & Technigaz en est l’exemple : GTT est une société française d’ingénierie navale dont le siège est situé à Saint-Rémy-lès-Chevreuse dans le département des Yvelines. Son président-directeur général, Philippe Berterottière, est le porte-voix de cette société leader mondial dans son secteur. Il s’exprime dans Gaz d’aujourd’hui.

Julien Laveissière, quant à lui, est chef de projet pour Geostock du site de stockage de Diadema en Argentine. Il nous décrit l’implantation d’une entreprise française en Amérique latine.

Et puis, ce nouveau numéro de Gaz d’aujourd’hui est également l’occasion de faire le point sur les grandes avancées de notre secteur : première injection de biométhane sur le réseau de transport, les nouvelles stations-service GNL-GNC, la pile à combustible gaz…

Denis Baupin, député écologiste de Paris et acteur majeur de l’Assemblée nationale sur les questions énergétiques, a accepté de répondre à nos questions, preuve, s’il en est, que le gaz est reconnu par nos élus comme une énergie d’avenir et que l’AFG est bien identifiée comme partie prenante au débat.

Vous l’aurez compris, ce nouveau numéro de Gaz d’aujourd’hui dévoile cette France qui innove, cette France qui gagne, cette France qui s’impose à l’étranger. Une France qui, même en ces temps troublés, continuera d’avancer et de rayonner au-delà de ses frontières.

Bonne lecture.

Et bonne année !

Georges Bouchard Directeur de la publication

LE PROCHAIN NUMÉRO SORTIRA EN AVRIL 2015

ISSN 00 16-5328 o

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 1

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SOMMAIRE

Janvier - mars - n° 2015-1 La revue du gaz naturel, du biométhane, du butane et du propane

ENTRETIEN DENIS BAUPIN député de Paris, vice-président de l’Assemblée nationale et membre de la commission développement durable de l’Assemblée nationale

p. 4

DOSSIER L’INDUSTRIE FRANÇAISE DU GAZ DANS LE MONDE p. 14 La France dans le monde de l’énergie Interview de Matthias Fekl, secrétaire d’État chargé du commerce extérieur Le marché attractif de l’Amérique latine Les activités gazières du groupe EDF Le GNL, facteur d’équilibre du marché mondial du gaz Interview de Philippe Berterottière, président-directeur général de GTT Le savoir-faire français à l’international

INFRASTRUCTURES

p. 8

Brèves Injection sur le réseau de transport

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

p. 10

UTILISATIONS ET MARCHÉS

p. 40

Brèves Des actions à mener d’ici 2025

p. 42

Test de la résistance du système gazier européen

p. 43

p. 12

BUTANE ET PROPANE

p. 44

p. 14

Brèves

Brèves Dossier

POLITIQUES ET INSTITUTIONS

Crescendo : une offre dédiée et globale

p. 46

La révolution du schiste américain souffle sur la flotte de navires GPL

p. 47

p. 32

VIE DE L’AFG ET DE L’UIG p. 50

Une station-service 100 % gaz

p. 34

Brèves

Solution clé en main

p. 35

Expérimentation en situation réelle

p. 36

Convention de l’AFG : « La croissance verte : une opportunité pour le gaz ! »

Produits nouveaux

p. 38

Brèves

p. 52

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ENTRETIEN

DENIS BAUPIN, député de Paris, vice-président de l’Assemblée nationale et membre de la commission développement durable de l’Assemblée nationale

« Il est logique que l’effort de réduction se concentre en priorité sur les énergies les plus carbonées » Le projet de loi relatif à la transition énergétique pour une croissance verte voté à l’Assemblée nationale en octobre dernier vous convient-il ?

Cette loi constitue une avancée très importante. Cela fait longtemps que la France n’a plus de stratégie énergétique digne de ce nom et l’Europe n’est toujours pas en situation d’y pallier. C’est par ailleurs la première fois que notre Parlement est appelé à voter la stratégie énergétique du pays. Mais plus important encore, cette loi prend des virages très importants : la priorité à la sobriété et l’efficacité énergétique, la priorité aux énergies renouvelables et la baisse du nucléaire pour réduire notre dépendance à un parc vieillissant et de plus en plus coûteux. La transition énergétique constitue une formidable opportunité pour faire face à des enjeux environnementaux majeurs (dérèglement climatique, épuisement du pétrole, risque nucléaire), mais également pour créer des centaines de milliers d’emplois, redonner du pouvoir d’achat et reconquérir de la souveraineté nationale et européenne. Cette loi est porteuse de propositions concrètes pour tous ceux qui peinent à faire face à des factures énergétiques croissantes, pour se loger ou se déplacer, qui souffrent faute de perspectives d’emploi ou d’avenir professionnel. C’est aussi une chance pour les entreprises qui voient s’ouvrir des marchés d’avenir et pour le budget de l’État asphyxié par le poids des importations d’énergies.

Dans son titre I, le projet de loi engage la France à réduire sa consommation énergétique primaire des énergies fossiles de 30 % en 2030. Ne devrait-on pas différencier les énergies fossiles en fonction du facteur d’émissions de gaz à effet de serre de chacune ?

Si. Et c’est bien ce qui est prévu à l’article 49 de la loi.

J’ai fait adopté un amendement qui précise que dans le cadre de la programmation pluriannuelle de l’énergie, seront indiquées des priorités de baisse de la consommation d’énergie fossile par type d’énergie en fonction du facteur d’émission de gaz à effet de serre de chacune. Si

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l’ensemble de la consommation d’énergie, et en particulier l’énergie fossile, doit diminuer, il est logique que l’effort de réduction se concentre en priorité sur les énergies les plus carbonées.

Le 28 octobre dernier, le texte de la directive européenne sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs était publié au Journal officiel de l’Union européenne.

L’article 2 de ce texte permet de définir avec précision la notion de carburants alternatifs.

Pourquoi, dans le titre III consacré au transport, le projet de loi français ne se base-t-il pas directement sur cette définition alors même que les États devront transposer la directive avant le 18 novembre 2016 ?

Parce que le projet de loi a été rédigé et travaillé avant la publication officielle de la directive. On ne pouvait pas y faire référence dans la loi. Mais nous nous sommes appuyés sur ce projet de directive pour élargir les dispositions initiales du projet de loi - qui en matière de mobilité portaient exclusivement sur les véhicules électriques - aux carburants alternatifs et aux infrastructures nécessaires pour leur distribution.

L’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques a publié en janvier 2014 un rapport intitulé « Les nouvelles mobilités sereines et durables : concevoir des véhicules écologiques », dont vous étiez co-rapporteur. Considérez-vous que les préconisations mises en avant ont été suivies par le projet de loi ?

Comme le préconisait le rapport et sur ma proposition, le projet de loi fait du développement de véhicules sobres et peu polluants un enjeu prioritaire de la politique industrielle nationale, encouragé notamment par des facilités de circulation et de stationnement, par l’évolution du bonus-malus et en faisant de l’objectif national de 2 litres

ENTRETIEN

DENIS BAUPIN Denis Baupin est député de Paris, vice-président de l’Assemblée nationale. Il est membre de la commission développement durable de l’Assemblée nationale, du Conseil national de la transition écologique et de l’Office GPL d’évaluation des choix scientifiques parlementaire et technologiques (OPECST) et vice-président du Conseil supérieur de l’énergie. Il a été rapporteur de la commission d’enquête sur les coûts de la filière nucléaire à l’Assemblée nationale et co-rapporteur du projet de loi sur la transition énergétique. Il a été de 2001 à juin 2012 adjoint au maire de Paris en charge de la politique des déplacements puis en charge du développement durable, de l’environnement et du plan climat. Il est l’auteur de trois ouvrages : Tout voiture, no future, La planète brûle, où sont les politiques ? et La révolution énergétique : une chance pour sortir de la crise. © François Lafite

aux 100 kilomètres la norme de référence. Elle promeut les carburants alternatifs (électricité, biogaz…) et prévoit le déploiement de points d’avitaillement. Elle permet d’octroyer des avantages de circulation aux véhicules utilisés dans le cadre du co-voiturage ou de l’auto partage ou transportant trois passagers. Elle instaure une indemnité kilométrique pour les usagers quotidiens du vélo. Elle met enfin l’accent sur le report modal pour le fret de la route vers le rail et le transport fluvial et prévoit d’encourager les livraisons « zéro émission » en ville.

L’article 8 du projet de loi traite des certificats d’économie d’énergie (CEE). Comment peuventils aider au développement de la mobilité durable ?

Les obligés aux certificats d’économie d’énergie ont pour l’heure la faculté de générer des CEE dans tous les domaines de l’énergie. Cela entraîne une surreprésentation des actions dans le bâtiment, au détriment d’actions dans le domaine de la mobilité sobre et peu émettrice de gaz à effet de serre par exemple. D’un strict point de vue commercial, il est en effet dans l’intérêt des vendeurs d’énergie de faire des économies dans d’autres domaines que ceux où ils sont présents, plutôt que de favoriser l’efficacité dans l’énergie qu’ils commercialisent. Cela n’est pas l’esprit dans lequel ces certificats ont été conçus, toutes les énergies devant être économisées. Voilà pourquoi j’ai déposé des amendements pour prévoir qu’un volume minimal de 50 % de ces certificats d’économie d’énergie puisse être réalisé dans le domaine de l’énergie commer-

cialisée par les obligés. Je n’ai pas eu gain de cause, mais je note avec satisfaction que la ministre de l’Écologie souhaite que le dispositif bénéficie plus largement à la mobilité, notamment via un programme d’actions.

N’y a-t-il pas une contradiction à vouloir promouvoir les carburants alternatifs et dans le même temps les inclure dans le dispositif des certificats d’économie d’énergie ?

Non, je ne vois aucune contradiction. Encore une fois, toutes les énergies quelles qu’elles soient doivent être économisées. La meilleure énergie est celle que l’on ne consomme pas. Si l’on veut atteindre les objectifs que l’on s’est fixés de division par quatre de nos émissions de gaz à effet de serre - et agir sur la mobilité est à cet égard indispensable - nous devons passer à une logique de sobriété.

C’est pour cette raison que dans le rapport que j’ai produit pour l’OPECST j’évoque, outre le développement des carburants alternatifs, la nécessité de produire des véhicules plus petits, moins lourds, moins puissants et bien moins consommateurs.

Vous étiez rapporteur du titre VIII sur « la gouvernance ». Quelles sont les principales avancées notables de ce titre ?

C’est, selon moi, un titre fondamental qui donne la capacité aux pouvoirs publics de piloter la politique énergétique et ce grâce à différents outils. Il traite en premier lieu de la stratégie bas carbone de la France, c’est-à-dire la façon dont la France va organiser la décroissance de ses émissions de gaz

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Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 5

ENTRETIEN

à effet de serre pour tenir l’engagement d’une division de celles-ci par quatre d’ici 2050. Deuxième outil : la programmation pluri-annuelle de l’énergie. Pour la première fois, un même document va définir et planifier sur dix ans les stratégies à mettre en œuvre en ce qui concerne le gaz, l’électricité, le pétrole les énergies renouvelables, etc., mais aussi l’efficacité énergétique. On passe d’une logique d’offre à une politique coordonnée. Le titre VIII organise également la décentralisation et donne les compétences nécessaires aux territoires pour qu’ils puissent mettre en œuvre la politique énergétique. Enfin, il traite de la précarité énergétique avec la mise en place d’un outil innovant, le chèque énergie, qui succède aux systèmes des tarifs sociaux. Ce chèque énergie présente deux avantages par rapport au système précédent : il touche tous les précaires énergétiques, y compris ceux qui se chauffent au fuel ; il permet également aux ménages soit de payer leur facture, soit d’acquérir du matériel (radiateurs, etc.) leur permettant de diminuer leur consommation.

L’année 2015 sera marquée par deux événements majeurs organisés à Paris : le Congrès mondial du gaz, du 1er au 5 juin et le sommet COP 21 en décembre. Les deux événements liés à l’énergie seront une vitrine unique pour la France. La France peut-elle être un pays exemplaire en matière énergétique ?

L’enjeu de la COP 21 va bien au-delà de la seule question énergétique, même si celle-ci est centrale. Il s’agit de lutter contre le dérèglement climatique, qui est la plus grave

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menace qui ait jamais pesée sur l’humanité. Quelle politique d’adaptation au dérèglement climatique ? Quel financement destiné aux pays du Sud pour lutter contre ce dérèglement (a minima 100 milliards par an à partir de 2020) ?

Quelle intégration des collectivités locales, des entreprises, des ONG, des citoyens et quel « agenda des solutions » permettant de faire de la lutte contre le dérèglement un atout pour l’économie et l’emploi ? Quels efforts supplémentaires à engager entre maintenant et 2020 (date à laquelle l’accord de 2015 est censé entrer en application) pour que ces cinq années ne soient pas perdues ? Tels sont les enjeux de la conférence de Paris. La France exemplaire ? Elle le peut et elle le doit. Elle apparaîtra à ses partenaires comme d’autant plus légitime si elle est déjà profondément engagée dans sa propre transition énergétique, si elle a adopté sa loi, mais aussi sa propre stratégie bas carbone et son premier budget carbone, si elle a donné l’impulsion et les compétences suffisantes à ses collectivités locales pour qu’elles-mêmes déploient leurs énergies, si elle a desserré l’étau qui freine trop souvent les projets de renouvelables et d’efficacité énergétique, sans oublier ce qui est hélas une carence durable de jouer son rôle d’Etat-stratège auprès des acteurs industriels du pays dont elle est actionnaire (EDF, Areva, GDF SUEZ, Renault, PSA, RATP, SNCF) qui doivent devenir les « bras armés » de la transition énergétique.

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

L’association française du gaz Le syndicat professionnel du gaz en France

Pour fédérer nos énergies • Lien entre les acteurs de la chaine gazière, l‘AFG contribue à sa promotion et à son développement

www.afgaz.fr

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• Créateur de compétences, l‘AFG propose ses services dans les domaines de la normalisation, de la certification et de la formation

En bref…

INAUGURATION DU STOCKAGE DE STUBLACH Le site de stockage de gaz naturel de Stublach, dans le Cheshire (Royaume-Uni), a été inauguré mi-novembre 2014 en présence de Jean-Claude Depail, directeur général adjoint en charge de la branche infrastructures de GDF SUEZ. Pour Storengy, filiale de GDF SUEZ, ce site représente un investissement d’un montant de 500 millions de livres sterling. À terme, le site sera composé de 20 cavités, pour une capacité totale de 400 millions de mètres cubes. Stublach sera le plus grand site de stockage souterrain de gaz onshore du Royaume-Uni. Compte tenu de la dépendance croissante du pays vis-à-vis des importations de gaz et du caractère de plus en plus fluctuant de la demande, les sites de stockage tels que celui de Stublach jouent un rôle clé pour répondre aux besoins du marché du gaz.

© GDF SUEZ - CORPET ARNAUD

NORMALISATION La norme NF EN 12186 « infrastructures gazières - postes de détente régulation de pression de gaz pour le transport et la distribution - prescriptions fonctionnelles », élaborée par la commission de normalisation BNG 234, a été publiée en décembre 2014 par l’Afnor. Le document contient les prescriptions fonctionnelles relatives aux postes de détente régulation de pression de gaz faisant partie de réseaux de transport ou de distribution de gaz. Il s’applique à la conception, aux matériaux, à la construction, aux essais, à l’exploitation et à la maintenance des postes de détente-régulation de pression de gaz.

Par rapport à la version de 2000, les exigences relatives à la protection contre les explosions ont été reformulées en tenant compte des prescriptions de la directive 1999/92/CE. La relation des postes conformes à l’EN 12186 avec la directive européenne sur l’équipement sous pression 97/23/CE est expliquée. L’application d’un système de management de la qualité durant toute la durée de vie du poste a été rendue obligatoire. Le marquage obligatoire des zones dangereuses a été ajouté ainsi qu’un nouveau paragraphe sur les exigences et les mesures garantissant la continuité de l’alimentation. Une nouvelle partie spécifiant les prescriptions et les recommandations pour la mise hors-service et la mise au rebut a été apportée.

Ce document est disponible auprès de l’Afnor : • par courrier : Administration des ventes, 11, rue Francis de Pressensé, 93 571 La Plaine Saint-Denis cedex ; • Internet au www.boutique.afnor.org ; • par télécopie au 01 49 17 90 30.

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INFRASTRUCTURES

LA TECHNOLOGIE POUR PLUS DE SÉCURITÉ GE et Accenture ont lancé la solution « intelligent pipeline solution » destinée à renforcer la sécurité et l’efficacité des pipelines. Grâce à « pipeline management », une solution GE Predictivity reposant sur la plateforme PredixTM, ainsi qu’aux compétences d’Accenture en matière de technologies numériques et d’intégration de systèmes, cette solution permet aux exploitants de prendre des décisions plus rapides et plus pertinentes afin d’améliorer la sécurité opérationnelle et d’éviter de coûteux dysfonctionnements. La société Columbia Pipeline Group (CPG), présente sur les champs de gaz de schiste de Marcellus et d’Utica aux États-Unis, est le premier client à intégrer cette technologie à son réseau de gazoducs inter-États.

LE PROJET ERIDAN AUTORISÉ L’arrêté du 5 janvier 2015 autorisant GRTgaz à construire et à exploiter la canalisation de transport de gaz naturel Eridan entre Saint-Martin-de-Crau (Bouches-du-Rhône) et Saint-Avit (Drôme) a été publié au Journal officiel du vendredi 16 janvier 2015. La présente autorisation ne préjuge pas de l’application d’autres réglementations. En particulier, le projet fera également l’objet d’une autorisation de défrichement à l’issue d’une enquête publique et d’une autorisation de dérogation aux titres des espèces protégées. La construction de ce gazoduc de 220 km a été décalée à plusieurs reprises. À l’origine, il constituait un élément de la fusion des zones nord et sud de GRTgaz. Une analyse a identifié une alternative pour parvenir à cette fusion en 2018 en construisant les gazoducs Val-de-Saône et Gascogne-Midi sur la zone TIGF. Mais, dans la perspective d’un corridor sud-nord, la Commission de régulation de l’énergie a demandé à GRTgaz de continuer le projet Eridan de façon à obtenir l’autorisation ministérielle dans les meilleurs délais. Déclaré d’utilité publique en octobre dernier, sa mise en service est évoquée entre 2019 et 2020.

GRTGAZ ET TIGF : INVESTISSEMENTS 2015 APPROUVÉS !

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a approuvé le 19 décembre 2014 les programmes d’investissements pour 2015 des deux gestionnaires de réseaux de transport de gaz GRTgaz et TIGF. Le programme de GRTgaz est quasi stable par rapport à celui de 2014. Les dépenses relatives au développement du réseau augmentent très légèrement, passant de 364 millions d’euros en 2014 à 367 millions d’euros cette année. Les dépenses qui concernent la sécurité et l’obsolescence atteignent 199 millions d’euros contre 181 millions d’euros en 2014. Par ailleurs, la CRE approuve le lancement du projet de création de 100 gigawattheures par jour de capacités quasi-fermes en entrée à Oltingue à la frontière franco-suisse pour 12 millions d’euros dont 1 million en 2015. La commission a également approuvé le principe du projet pilote « Power to gas » auquel GRTgaz apporte 12 millions d’euros sur un budget total de 27,7 millions.

La programme de TIGF, en augmentation de 8 % par rapport au budget de 2014, atteint 133 millions d’euros en 2015.

Une hausse de 11,5 % est prévue pour les dépenses consacrées au développement du réseau principal, soit un total de 67,6 millions d’euros. Dans sa délibération, la CRE a également rappelé que TIGF devra au cours de l’année faire un point d’avancement des projets des artères de l’Adour et Gascogne-Midi.

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INFRASTRUCTURES

BIOMÉTHANE

Injection sur le réseau de transport La filière du gaz vert poursuit son développement avec la signature du premier contrat d’injection de biométhane sur le réseau de transport de gaz.

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ors de l’inauguration de l’unité de traitement des déchets baptisée « Ecocea » et située à Chagny, en Saône-et-Loire, le 14 janvier 2015, GRTgaz a signé le premier contrat d’injection de biométhane dans son réseau avec le Syndicat mixte d’études et de traitement des déchets ménagers et assimilés (Smet 71). Le Smet 71 est un établissement public qui traite les ordures ménagères issues des 317 communes de l’est de la Saône-et-Loire, soit environ 70 000 tonnes d’ordures ménagères produites chaque année par les 315 000 habitants de son territoire.

Ce à quoi s’ajoutent près de 8 000 tonnes de déchets verts traités annuellement. L’unité Ecocea valorisera 50 % des déchets, actuellement envoyés en enfouissement, sous forme de biométhane et de compost normé qui pourra approvisionner les agriculteurs locaux. Les prévisions annuelles de production sont estimées à 2,6 millions Nm3 1 de biométhane et 27 000 tonnes de compost normé.

Ce même 14 janvier, Terreal, la fabrique de tuiles implantée à quelques centaines de mètres de l’unité de tri-méthanisation-compostage Ecocea, a signé avec le Smet 71 un contrat de partenariat pour les quinze années à venir.

© Jean-Luc © GRTgaz Petit

L’inauguration d’Ecocea le 14 janvier 2015 a lancé le premier contrat d’injection de biométhane entre GRTgaz et le Smet 71.

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Terreal sera la première tuilerie au monde à utiliser l’énergie des déchets ménagers pour cuire ses tuiles en utilisant du biométhane en remplacement d’un tiers du gaz fossile actuellement consommé. Les premières injections sont attendues mi-2015.

Fort potentiel de développement du biométhane Le biométhane peut être injecté dans le réseau régional de GRTgaz. Le gestionnaire de réseau de transport étudie tous les projets d’injection à partir des critères économiques que sont la proximité au réseau et le débit suffisamment important. À l’horizon 2020, la concrétisation des premiers projets en cours d’étude à ce jour devrait représenter un volume compris entre 1 et 3 térawattheures de biométhane dans le réseau de transport. Dans les réseaux de distribution de GrDF, six sites de production injectent d’ores et déjà du biométhane. Ainsi, le développement de ce gaz vert pourrait prendre progressivement le relais d’une partie du gaz naturel importé. Les récentes études de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe) ont confirmé le fort potentiel de production de biométhane existant en France, qui repose notamment sur les déchets agricoles. Dans les conclusions de l’étude « Green Gas Grids » publiée en décembre 2014, l’Ademe propose deux scénarios possibles de développement du biométhane à l’horizon en 2030 en France. Ce sont entre 12 et 30 TWh par an de biométhane qui pourraient être injectés dans les réseaux de gaz, ce qui nécessiterait l’implantation de 500 à 1 400 sites d’injection.

Les atouts du réseau de transport Le réseau de transport a plusieurs atouts qui justifient le raccordement de projets biométhane. Il dispose d’une capacité d’injection importante. Par ailleurs, les réseaux de transport ont un stock en conduite qui permet de livrer du gaz lorsque les réseaux de distribution en manquent et d’absorber les excédents des réseaux de distribution lorsque les volumes de biométhane injectés dépassent ceux qui sont consommés. En outre, le réseau de transport est présent en zone rurale où se trouvent de nombreux projets de biométhane.

Afin d’aider au développement de l’injection de biométhane sur les réseaux de transport, GRTgaz a lancé en 2013 Réso’Vert, un outil conçu pour répondre aux attentes des

INFRASTRUCTURES

© Eiffage

L’unité de traitement des déchets Ecocea à Chagny, en Saône-et-Loire. producteurs de biométhane. Accessible sur le site Internet de GRTgaz, Réso’Vert se présente sous la forme d’une carte interactive qui permet de visualiser les endroits susceptibles d’accueillir des projets d’injection de biométhane sur le réseau de transport de gaz de GRTgaz.

Structuration de la filière La structure des offres de raccordement et d’injection des distributeurs et des transporteurs est identique. Les gestionnaires des réseaux sont responsables de l’émission d’un gaz conforme sur leur réseau et assurent le comptage du biométhane injecté. Quant aux producteurs, ils ont l’obligation de fournir un biométhane conforme aux spécifications des opérateurs et doivent adapter en permanence leur production aux consommations des zones dans lesquelles ils injectent. Les producteurs assurent également la fonction de compression lorsque cela est nécessaire. Toutefois, les contrats des transporteurs et des distributeurs comportent des spécificités liées à la différence de pression des réseaux et aux réglementations applicables. Le producteur s’adresse à l’un des deux opérateurs en fonction de la localisation géographique de son projet. Tout comme pour les énergies renouvelables électriques, la réalité économique et temporelle pousse naturellement à raccorder les producteurs de biométhane aux réseaux de distribution car il y a moins de contraintes techniques et les procédures administratives sont plus courtes.

Lorsque les conditions sont réunies, le biométhane injecté dans les réseaux est acheté au producteur à un tarif d’achat réglementé garanti sur quinze ans. La loi Grenelle 2 a posé en 2010 les bases législatives de ce dispositif d’obliga-

tion d’achat pour le biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel, semblable à celui établi pour l’électricité.

Les textes réglementaires de 2011 ont précisé ce dispositif. Selon le ministère de l’Écologie, du développement durable et de l’énergie, la création de ce tarif correspond à un soutien de 200 millions d’euros par an à l’horizon 2020.

Le fournisseur qui achète du biométhane à un producteur dans le cadre d’un contrat se voit délivrer, à sa demande, des garanties d’origine qui permettent d’attester auprès de ses clients (consommateurs) le caractère renouvelable du gaz vendu.

GRTgaz participe activement au groupe de travail injection (GT) piloté par l’Ademe et GrDF. Celui-ci a pour objectif de lancer la filière visant à valoriser le biogaz issu de la méthanisation des déchets en l’injectant après épuration dans les réseaux de gaz naturel. Le GT rassemble les principaux acteurs de cette nouvelle filière des énergies renouvelables. Le succès du biométhane passe par la rencontre de trois mondes : les déchets, la gestion des digestats dans le monde agricole et l’énergie. À ce jour, malgré la volonté des acteurs, la filière se heurte à des difficultés pour se structurer et se développer. Ses acteurs sont en attente d’un signal fort, comme la poursuite d’un objectif concret et réaliste de 10 % de biométhane dans les réseaux gaz à l’horizon de 2030.

Méline Le Gourriérec 1

Normaux mètres cubes.

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En bref…

WORLD ENERGY OUTLOOK 2014 L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a publié mi-novembre 2014 le World Energy Outlook 2014 dans lequel elle présente ses projections à l’horizon 2040. Selon l’AIE, la demande énergétique mondiale devrait augmenter de 37 % d’ici à 2040 mais cette croissance est amenée à ralentir après 2025. Le mix énergétique mondial sera divisé en quatre parts quasiment égales entre pétrole, gaz, charbon et sources bas carbone. La demande en gaz naturel devrait croître de plus de 50 %. Un marché mondial de plus en plus flexible du GNL offrira une certaine protection contre d’éventuelles perturbations d’approvisionnement. Le gaz deviendra le premier combustible dans le mix énergétique de l’OCDE vers 2030, soutenu par de nouvelles mesures de réduction des émissions du secteur énergétique aux États-Unis. Contrairement au pétrole, la production de gaz augmente partout sauf en Europe. Le gaz non-conventionnel représente près de 60 % de la croissance des approvisionnements mondiaux.

OBSERVATOIRES DES MARCHÉS DE L’ÉNERGIE La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié en décembre 2014 l’observatoire des marchés de gros de l’énergie et celui des marchés de détail pour le troisième trimestre 2014.

Sur le marché de gros du gaz naturel, à partir du mois de septembre, les prix se sont alignés progressivement sur les niveaux observés pour les produits dont la livraison porte sur l’hiver 2014/2015. L’écart de prix entre les PEG nord et sud s’est situé en moyenne à 4,4 euros le mégawattheure (MWh). Ce différentiel s’explique par la réalisation de travaux de maintenance sur la liaison du nord vers le sud en septembre et la faible arrivée de GNL. L’activité sur les marchés de gros est repartie à la hausse au troisième trimestre 2014, les volumes échangés ont augmenté de 8 % sur le segment spot et de 42 % sur le marché à terme.

Sur le marché de détail du gaz naturel, l’offre de marché indexée sur le tarif réglementé la moins chère proposée à Paris d’une part à un client type base cuisson et d’autre part à un client type B1 chauffage au gaz, est inférieure respectivement de 4 % et de 6 % au tarif réglementé de vente TTC. Pour ces mêmes clients, le niveau de l’offre à prix fixe la moins chère reste significativement plus bas que celui du tarif de vente actuel.

Pour les clients résidentiels, l’ouverture du marché se poursuit avec 220 000 clients supplémentaires en offre de marché, soit une hausse de 7,4 %. Au total, 3 197 000 sites sur 10,6 millions sont en offre de marché, dont 1 690 000 chez un fournisseur alternatif.

Pour les clients non résidentiels, l’approche de l’échéance du 1er janvier 2015 qui marque la disparition des tarifs réglementés de vente de gaz naturel pour les sites dont la consommation annuelle excède 200 MWh semble accélérer le rythme d’ouverture du marché du gaz naturel avec 12 000 clients supplémentaires au troisième trimestre 2014, soit + 3,3 %. Au total, 366 000 sites sur 666 000 sont en offre de marché, dont 187 000 chez un fournisseur alternatif.

OBLIGATION DE SERVICE PUBLIC Dans le Journal officiel du 26 décembre 2014 a été publié l’arrêté du 12 décembre 2014 qui fixe pour l’année 2015 le montant des charges imputables à l’obligation de service public de fourniture de gaz naturel au tarif spécial de solidarité, soit plus de 111 millions d’euros. Il précise également le montant unitaire de la contribution due par les fournisseurs de gaz naturel au titre de la compensation des charges de mise en œuvre du tarif spécial de solidarité. Celui-ci est fixé à 0,2 euro le MWh pour l’année 2015.

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ÉCONOMIE ET FOURNITURE

ÉVOLUTION DU TARIF D’UTILISATION DES TERMINAUX La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié le 14 janvier 2015 la délibération qui porte sur le projet de décision concernant l’évolution au 1er avril 2015 du tarif d’utilisation des terminaux méthaniers régulés (ATTM4). Cette délibération sera soumise pour avis au Conseil supérieur de l’énergie (CES) avant d’être validée. La délibération définit les évolutions au 1er avril 2015 pour une durée d’approximativement deux ans.

Après avoir analysé les demandes des opérateurs, la CRE maintient les principes de régulation incitant les opérateurs à améliorer leur efficacité en termes de maîtrise de leurs coûts, ainsi que le niveau de l’obligation de paiement des capacités souscrites (ship or pay) à 100 %. La CRE modifie certaines caractéristiques des services commercialisés par les opérateurs et introduit des mesures visant à inciter les expéditeurs à utiliser les capacités de regazéification des terminaux du sud de la France, pendant la période transitoire jusqu’à la création d’une place de marché unique à l’horizon 2018, ainsi que la visibilité des acteurs de marché sur les programmes de déchargements, rechargements et d’émissions sur le réseau de transport. Ainsi, pour le terminal de Montoir-de-Bretagne, la CRE fixe une diminution de 4,2 % du tarif moyen par rapport à la première période du tarif. Pour celui de Fos-Cavaou, une diminution de 3,8 % du tarif unitaire moyen est retenue par la CRE. Concernant le terminal de Fos-Tonkin, une hausse en euros courants de 25,1 % du tarif unitaire moyen par rapport à la période 1 du tarif s’explique principalement par la réduction des capacités souscrites, consécutive à la mise hors-service programmée de deux réservoirs courant 2015.

GRTGAZ TIRE LE BILAN DE 2014 GRTgaz a présenté mercredi 21 janvier 2015 le bilan gazier sur son réseau de transport pour l’année 2014.

Il observe une baisse de - 16,5 % des consommations brutes de gaz sur l’ensemble des catégories de clients par rapport à l’année 2013. Après correction des effets climatiques, la baisse se limite à 5,4 %. En effet, l’année 2014 est considérée comme l’année la plus chaude que la France ait connue depuis que les statistiques météorologiques existent. La consommation brute des distributions publiques a chuté de - 19,2 % pour atteindre 250 TWh. Quant à la consommation des clients industriels hors production d’électricité, elle résiste alors que celle de la production d’électricité poursuit sa baisse avec un recul de 34 % en 2014. Depuis 2011, les volumes de gaz dans la production électrique ont chuté de 60 % pour atteindre 19 TWh seulement en 2014. Le recul des importations via les terminaux méthanier (- 19 %) a continué en 2014 bien qu’un petit rebond a été observé en fin d’année en raison de la chute des prix du GNL en Asie. En revanche, les transits vers l’Espagne ainsi que l’Italie et la Suisse ont connu une forte hausse (+ 40 %).

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DOSSIER

L’industrie française du gaz dans le monde Le marché de l’énergie est totalement mondialisé. Les entreprises françaises présentes sur tous les continents sont reconnues pour leur savoir-faire. Elles ont su s’adapter aux besoins et aux demandes des différentes régions du monde et continuent de le faire dans un contexte de forte évolution où une nouvelle carte énergétique se dessine.

Le présent dossier est l’occasion de témoigner du rayonnement de l’industrie gazière française à l’international. Matthias Fekl, secrétaire d’État chargé du commerce extérieur, répond à nos questions et revient sur la place de notre industrie dans le monde, ainsi que sur le rôle de l’État. C’est l’occasion de mettre en avant les puissants groupes énergétiques français qui s’exportent à l’étranger, à travers l’exemple de GDF SUEZ qui ambitionne de se développer en Amérique latine, et celui d’EDF qui vise à accroître ses activités sur l’ensemble de la chaîne gazière.

Laurent Vivier, directeur stratégie marché GNL de la branche Gas & Power chez Total, nous présente la politique internationale du groupe via le marché du GNL. Notre dossier s’intéresse également à des entreprises d’ingénierie performantes, telles que Gaztransport & Technigaz (GTT) et Geostock, dont le savoir-faire est unanimement reconnu dans et hors l’Hexagone.

Sommaire :

• La France dans le monde de l’énergie • Interview de Matthias Fekl, secrétaire d’État chargé du commerce extérieur • Le marché attractif de l’Amérique latine • Les activités gazières du groupe EDF • Le GNL, facteur d’équilibre du marché mondial du gaz • Interview de Philippe Berterottière, président-directeur général de GTT • Le savoir-faire français à l’international

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DOSSIER

CONTEXTE

La France dans le monde de l’énergie Dans un marché de l’énergie totalement mondialisé, les entreprises françaises ont su exporter leur savoir-faire et, à présent, elles rayonnent à travers le monde.

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ne nouvelle carte énergétique se dessine. La maîtrise de la demande future d’énergie et des conditions d’approvisionnement constitue un enjeu politique majeur pour l’ensemble de la planète. Elle est rendue d’autant plus difficile que l’humanité doit faire face à un double défi. Celui de la satisfaction des besoins énergétiques d’une population qui devrait s’étendre encore au cours des prochaines décennies, et dont une large part aspire à un développement économique et social fondé sur une demande accrue d’énergie. En effet, la demande mondiale en énergie est susceptible d’augmenter de 37 % d’ici à 2040 comme l’annonce l’AIE dans son World Energy Outlook 2014, tirée par la croissance des pays non OCDE, dont la population s’accroît et aspire légitimement à des niveaux de vie plus confortables. Le second défi est celui que pose la nécessaire diminution des émissions des gaz à effet de serre dans le cadre de la lutte contre le changement climatique. À ce jour, 85 % des besoins énergétiques sont couverts par les combustibles fossiles, plus ou moins émetteurs de ces gaz. À cette nouvelle donne s’ajoutent des perspectives économiques et géopolitiques en constante évolution.

Ce panorama du marché de l’énergie montre à quel point celui-ci s’est internationalisé. C’est dans ce cadre que, pour étendre leur rayonnement, les entreprises énergétiques développent des stratégies adaptées aux régions du monde.

Dans ce domaine, l’industrie française, reconnue pour son savoir-faire, a su s’exporter et devenir un acteur important du marché.

les services. En 2013, son chiffre d’affaires a été de 81,3 milliards d’euros. Depuis la libéralisation du marché de l’énergie, EDF distribue également du gaz naturel sur les marchés français et à l’international, principalement en Europe.

Le groupe compte près de 160 000 salariés dans le monde.

L’ensemble de ses activités lui a valu en 2013 un chiffre d’affaires de 75,6 milliards d’euros.

La France est aussi connue pour ses entreprises d’ingénierie performantes. Elle compte notamment à son actif Technip, leader dans l’exploration-production de gaz naturel, qui regroupe 40 000 collaborateurs dans 48 pays. Le groupe s’est spécialisé dans trois domaines : le subsea (construction sous-marine, conception, fabrication et fourniture), l’offshore (plateforme et unité flottante de liquéfaction) et l’onshore (traitement de la liquéfaction du gaz). En 2013, son chiffre d’affaires a atteint 9,3 milliards d’euros. Impossible de ne pas citer Gaztransport & Technigaz (GTT), autre fleuron de l’ingénierie française, lorsque est évoqué le rayonnement international des entreprises énergétiques françaises. GTT, spécialisée dans l’ingénierie marine, intervient principalement dans la chaîne de GNL. Sa principale innovation est une membrane pour le confinement de gaz sur les méthaniers. Dans un marché de GNL qui se porte très bien, GTT est convoitée en raison des nombreux brevets qu’elle a déposés. À ce jour, elle détient 90 % des parts de marché de son secteur.

M.L.G.

Les entreprises françaises dans le monde De nombreuses entreprises françaises interviennent sur l’ensemble de la chaîne gazière au-delà de l’Hexagone. La France a vu naître sur son territoire de puissants groupes énergétiques. Total, principalement présent dans les métiers de l’amont dans le secteur de l’exploration-production du gaz naturel, est présent sur les cinq continents dans plus de 130 pays et emploie plus de 100 000 collaborateurs. Son chiffre d’affaires a atteint 189,5 milliards d’euros en 2013.

Leader du midstream, GDF SUEZ approvisionne, transporte et distribue le gaz naturel. Il est le premier fournisseur de gaz en France et le premier vendeur de capacités de stockage en Europe. GDF SUEZ est également actif en explorationproduction. Ses 147 400 salariés sont présents sur les cinq continents, dans 70 pays, dans l’énergie proprement dite et

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DOSSIER

INTERVIEW MATTHIAS FEKL, secrétaire d’État chargé du commerce extérieur

« Le gaz occupe une place singulière dans la problématique énergétique : c’est en effet, de loin, la moins polluante et la plus faible émettrice de CO2 des énergies fossiles » Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la demande mondiale de gaz devrait croître de plus de 50 %, avec notamment une forte augmentation en Chine et au Moyen-Orient.

En outre, le gaz naturel devrait devenir le premier combustible dans le mix énergétique de l’OCDE vers 2030. Comment l’industrie française intervient-elle dans ce mouvement ?

Ces évolutions doivent être remises dans une perspective globale : le scénario de l’AIE pour 2035 à politiques énergétiques inchangées prévoit une hausse de la part des énergies fossiles dans le mix énergétique mondial et un possible rattrapage du pétrole par le charbon comme première source d’énergie de la planète. C’est une tendance préoccupante. Notre responsabilité est de mobiliser encore plus, dans la perspective de la COP 21, pour l’enrayer. La désignation officielle de la France comme pays hôte de la 21e conférence climat en 2015 nous donne une mission particulière pour tenter de forger un consensus entre les nations. À cet égard, la détermination du ministère des Affaires étrangères et du développement international, sous l’impulsion de Laurent Fabius, est totale : les enjeux de la transition énergétique et de l’économie verte sont plus que jamais au cœur de nos préoccupations. Le gaz occupe une place singulière dans cette problématique : c’est en effet, de loin, la moins polluante et la plus faible émettrice de CO2 des énergies fossiles. Le renforcement de sa part dans le mix énergétique mondial, lorsqu’elle se fait par substitution des sources d’énergie

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les plus polluantes, est une évolution plutôt positive.

D’autant que le gaz est une source d’énergie souple d’emploi, qui s’insère dans un mix énergétique où les énergies renouvelables sont appelées à occuper une place de plus en plus importante. L’intermittence des renouvelables suppose en effet le développement de solutions alternatives en accompagnement, aisées à mettre en œuvre, et le gaz en fait partie. Pour nos entreprises du secteur gazier, un effort d’investissement conséquent sera nécessaire pour répondre à cette demande. L’enjeu est ici de satisfaire une demande mondiale croissante, notamment en Asie. Mais il s’agit aussi d’investir dans le développement de technologies modernes, comme la cogénération, pour répondre au défi de la performance énergétique. Nos groupes jouent pleinement leur rôle dans ce domaine. Le développement de la demande gazière est très lié au secteur électrique, dans lequel le gaz devrait se développer au détriment du charbon. Une entreprise comme EDF, pour ne citer qu’elle, est bien placée pour accompagner cette transition. À côté des grandes entreprises, c’est l’ensemble de la filière gazière française qui est concerné : par exemple, une entreprise comme Géostock est bien positionnée pour profiter du développement de l’industrie gazière en Chine, qui nécessite la construction d’une infrastructure de stockage considérable. Je rappelle que le gaz reste une ressource relativement abondante : les réserves disponibles – constamment réévaluées en fonction des évolutions de la frontière technologique et de l’évaluation du potentiel des gaz non conventionnels –

DOSSIER

sont estimées à cent vingt années de la consommation actuelle. C’est considérable. Le gaz présente par ailleurs l’avantage d’être relativement bien distribué sur la surface du globe. Dans ce domaine, les grandes entreprises françaises comme Total et GDF SUEZ jouent un rôle particulièrement actif : elles ont des participations dans la plupart des projets d’envergure intéressant l’ensemble de la chaîne gazière. Elles se distinguent de la concurrence par un portefeuille de compétences clés nécessaires au développement et à la commercialisation des ressources difficiles d’accès. Nos entreprises sont bien positionnées sur ce segment porteur.

Le Congrès mondial du gaz, organisé à Paris en juin 2015, accueillera des acteurs internationaux du secteur gazier. À cette occasion auront lieu des discussions sur l’avenir de l’industrie gazière. Quelle place tient l’industrie gazière française dans le monde à ce jour ? Quel rôle peut-elle tenir dans le futur ?

Notre industrie gazière occupe une place de tout premier plan dans le monde. Sur l’ensemble de la chaîne de valeur, de l’exploration à la distribution au consommateur, nos entreprises tiennent des positions de leader reconnues internationalement. Dans l’exploration-production, Total, qui produit presque autant de gaz que de pétrole, s’impose comme une référence, notamment dans le domaine de l’offshore profond et du GNL. En 2013, le groupe a généré un chiffre d’affaires de 189,5 milliards de dollars. Il emploie plus de 100 000 personnes dans une centaine de pays. Dans le midstream, qui regroupe les activités de transport et de distribution, GDF SUEZ fait aussi figure de leader : le groupe est très présent sur le segment GNL, notamment dans le transport par méthaniers, et exploite de nombreux terminaux de liquéfaction aux quatre coins du monde. EDF, qui se classe parmi les leaders mondiaux du secteur énergétique avec un chiffre d’affaires de 65 milliards d’euros en 2011, s’intéresse aussi de plus en plus au secteur gazier. Je souhaiterais également rappeler la compétence internationalement reconnue de nos entreprises du secteur de l’ingénierie.

Elles sont présentes sur les plus grands projets actuels, y compris les plus innovants : Technip, Vallourec et CGG Veritas, pour ne citer qu’elles, occupent une place de tout premier plan dans leurs domaines de spécialités respectifs que sont les équipements sous-marins, les tubes de forage et la géophysique. Ces performances à l’international sont d’autant plus remarquables que notre territoire est pauvre en ressources énergétiques. Il faut y voir l’héritage d’une politique volontariste, conduite dans les années d’après-guerre, à une époque où la question de la sécurité énergétique était, comme c’est aujourd’hui de nouveau le cas, une préoccupation majeure. Grâce à cette politique industrielle ambitieuse, la France a su se doter d’un outil unique au monde, créateur de valeur et innovant.

© Assemblée nationale

En quoi la France est-elle concernée par le rayonnement de cette industrie ?

La France bénéficie à plus d’un titre du rayonnement de sa filière gazière. En termes de croissance et d’emploi d’abord. L’industrie gazière est créatrice de valeur : en 2014, le chiffre d’affaires du secteur généré à partir de la France a atteint 39 milliards de dollars, principalement à l’export – dont 90 % réalisés par une trentaine de grandes entreprises et les 10 % restants par un réseau de 650 PME. Je suis particulièrement attaché à ce que l’on n’oublie pas ce tissu d’entreprises innovantes adossées aux grands groupes. C’est un secteur en forte croissance : même si l’on s’attend à un tassement en 2015, son chiffre d’affaires a progressé de 12 % depuis 2012. En termes de poids dans l’économie, on est dans un ordre de grandeur comparable aux télécommunications ou aux travaux publics. Le nombre d’entreprises concernées sur le sol national est passé en quelques années de 500 à 700 et surtout c’est une industrie créatrice d’emplois : 2 100 emplois y ont été créés l’an dernier. L’industrie gazière au sens large génère environ 150 000 emplois directs et indirects en France. Elle est par ailleurs une industrie structurante, qui contribue à l’aménagement de notre territoire et à notre attractivité. C’est une industrie de réseau, essentielle à la croissance de nos entreprises. En termes de sécurité énergétique enfin, la pérennité de nos approvisionnements gaziers est impensable sans une industrie gazière de pointe. On peut rappeler

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DOSSIER

« Sur l’ensemble de la chaîne de valeur, de l’exploration à la distribution au consommateur, nos entreprises tiennent des positions de leader reconnues internationalement. » ici le rôle central de GDF SUEZ, notre premier fournisseur, et de sa filiale de Storengy, un acteur majeur du stockage souterrain, qui opère 80 % de nos capacités de stockage en aquifères et en cavités salines. Avec 14 sites en activités et une capacité de stockage qui dépasse 12 milliards de mètres cubes, ces compétences font de la France un leader européen dans le domaine du stockage. Ces outils sont indispensables au bon fonctionnement d’une économie consommatrice de gaz : ils contribuent à garantir la sécurité d’approvisionnement, ce qui nous permet de faire face aux besoins de modulation saisonnière et apporte la flexibilité nécessaire au bon fonctionnement du marché.

Que prévoit la France pour accompagner le développement de l’industrie gazière française à l’étranger ?

Une part significative du chiffre d’affaires du secteur gazier français est réalisée à l’export. Cette industrie trouve donc naturellement un soutien dans notre réseau diplomatique, mobilisé dans le cadre de la diplomatie économique.

Business France apporte son soutien à l’export à nos petites et moyennes entreprises, en organisant des salons sur les marchés porteurs. Cela donne une meilleure visibilité à l’offre française. J’aimerais insister sur deux aspects à mon sens essentiels du soutien au développement de l’industrie gazière française : l’innovation d’abord, dans laquelle l’Ifpen joue un rôle tout à fait original, à l’interface entre l’État et les acteurs industriels. Son pilotage de la recherche et développement et sa capacité à diffuser l’innovation par la création de filiales ont joué un rôle structurant pour la filière énergétique française. L’Ifpen est aujourd’hui à la tête d’un portefeuille de 12 500 innovations brevetées ayant été à l’origine de la création de grands champions comme Technip ou Axens. Si la France est désormais un grand acteur technologique dans le domaine pétrolier

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et gazier, c’est le résultat d’un partenariat unique et efficace entre l’État et les industriels du secteur. La formation ensuite : former les futurs cadres de l’industrie gazière, notamment les cadres étrangers, c’est créer les conditions propices au développement de partenariats de long terme, dont bénéficieront l’ensemble des acteurs de notre filière sous la forme de contrats. Dans ce domaine, l’Ifpen, par le biais d’IFP School et d’IFP Training, est devenu une référence mondiale : 500 élèves sont diplômés chaque année, dont 50 % d’étrangers d’une quarantaine de pays. Au total, ce sont plus 13 000 anciens élèves diplômés qui sont actifs dans le monde. La formation continue est également importante, en appui de la vente de nos technologies. Tous les ans, 12 000 techniciens, opérateurs ou ingénieurs sont formés sur les théâtres d’opérations à l’étranger.

Comment l’industrie gazière française peutelle intervenir dans les rapports diplomatiques internationaux ?

La COP21, que la France présidera fin décembre 2015, sera historique. Il s’agit de parvenir, pour la première fois, à la conclusion d’un accord universel sur le climat. Les négociations climatiques internationales sous l’égide des Nations unies ne sont pas des négociations faciles : elles sont très politisées, extraordinairement techniques, avec des conséquences économiques et sociales très importantes et bien sûr des enjeux énergétiques essentiels. Comment faire face à une demande énergétique croissante, autrement dit à l’aspiration légitime de nombreux pays au développement économique, tout en évitant un dérèglement climatique catastrophique qui menacerait ce développement ?

Voilà la question à laquelle nous devons répondre et dont la réponse ne peut qu’être collective. Dans cette équation, les entreprises françaises, en particulier celles des énergies, ont un rôle majeur à jouer. Elles peuvent contribuer très

DOSSIER

fortement à « l’agenda positif » pour le climat, en proposant les solutions de demain. Le secteur français des hydrocarbures doit miser sur son dynamisme pour apporter des solutions décarbonées et confirmer sa force à l’exportation.

Il se classe d’ores et déjà deuxième exportateur mondial à égalité avec la Norvège et le Royaume-Uni, grâce à des programmes de recherche et développement ambitieux. La sécurité énergétique est un autre aspect : une industrie gazière de pointe est indispensable à notre sécurité. C’est d’ailleurs dans un objectif de sécurité énergétique que la France a développé une politique industrielle ambitieuse dans ce domaine, dans l’immédiat après-guerre comme je l’ai rappelé. Le lien entre cette politique volontariste et la situation des relations internationales d’alors est clair. Et aujourd’hui encore, les énergéticiens français se montrent particulièrement actifs sur ce plan, contribuant à la réalisation des plus importants projets gaziers actuels, dans le domaine du GNL notamment. Nos grands groupes sont aujourd’hui des partenaires essentiels à la réussite de la politique européenne de l’énergie, notamment sur le volet de l’interconnexion des réseaux, indispensables à la réalisation du marché unique. Au niveau européen, la France est un carrefour géographique, pivot du développement de l’axe nord-sud. Ses capacités de stockage, que j’ai déjà évoquées, sont importantes. Ses façades maritimes la placent aux avant-postes pour le développement d’infrastructures de niveau européen. Je pense notamment aux terminaux d’importation de GNL : les investissements prévus dans les infrastructures de transport contribuent fortement à la sécurité d’approvisionnement en Europe ainsi qu’à la diversification des sources d’approvisionnement. Très actives à l’international, nos entreprises sont, de fait, exposées aux fluctuations des rapports diplomatiques internationaux. Les sanctions prises par l’Union européenne à l’encontre de la Russie l’ont illustré de façon particulièrement évidente ces derniers mois : à titre d’exemple, la participation de Total et de Technip au projet de GNL Yamal, en Russie, est gênée par les sanctions. On peut rappeler aussi l’abandon soudain du projet de gazoduc South Stream, dont EDF détenait 15 % sur la partie offshore.

diale estime que 2 millions de personnes meurent chaque année de la pollution liée à la mauvaise qualité de l’énergie de cuisson. Par ailleurs, le temps passé chaque jour pour aller chercher du bois de feu et de la biomasse pourrait être utilisé à des fins productives. Les besoins de bois de feu et de combustible entraînent une déforestation de grande envergure. Dans les pays en voie de développement, l’électrification des zones rurales est de fait un enjeu de premier ordre. Sous l’égide de son secrétaire général Ban Ki-moon, l’Organisation des Nations unies a lancé l’initiative « énergie durable pour tous » (www.se4all.org). Trois objectifs ont été fixés à l’horizon 2030 : promouvoir l’accès universel à des services énergétiques modernes, améliorer de 40 % l’efficacité énergétique mondiale et augmenter de 30 % l’utilisation des énergies renouvelables dans le monde. Nos grands groupes sont particulièrement actifs sur ce plan et ont développé d’intéressants programmes témoignant de leur engagement social ou en faveur du développement.

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

Comment la France et l’industrie gazière française contribuent-elles à l’accès à l’énergie pour tous au niveau international ?

L’accès à l’énergie est une condition essentielle du développement et les chiffres de la précarité énergétique donnent la mesure des efforts à accomplir : 1,3 milliard de personnes n’ont pas accès à l’électricité, c’est 20 % de la population mondiale. Les besoins sont particulièrement criants en Afrique, où seule 25 % de la population a accès à l’énergie moderne. En Europe même, entre 75 et 100 millions de personnes, soit 15 à 20 % des ménages, sont considérées comme vivant en situation de précarité énergétique, c’est-à-dire que la facture énergétique excède 10 % de leur budget. La précarité énergétique a des conséquences évidentes en termes de santé : la Banque mon-

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DOSSIER

MARCHÉS EN DÉVELOPPEMENT

Le marché attractif de l’Amérique latine GDF SUEZ, présent dans l’ensemble de ses métiers en Amérique latine, tend à développer ses positions en matière de gaz naturel, notamment avec le GNL.

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égion du monde en pleine croissance économique qui voit toute une classe de la population accéder à des services, l’Amérique latine connaît une forte demande énergétique. Il s’y développe un marché durablement attractif car elle combine besoins croissants en énergie, soutien des régulateurs à l’évolution des marchés et investissements à long terme. Pour GDF SUEZ, il s’agit d’un marché clé où le groupe gère et exploite un portefeuille énergétique diversifié. Il assure également le transport, la distribution et la vente de gaz ainsi que la regazéification du GNL. Concernant le marché du gaz naturel, sa volonté est de développer ses positions sur le continent. Chili, Uruguay, Mexique, Pérou… : la part du gaz naturel dans le mix énergétique de ces pays tend à se développer.

Uruguay : vers un nouveau mix énergétique Le développement de la capacité de regazéification de GNL fait partie de la politique énergétique de l’Uruguay et a été désigné prioritaire par le gouvernement. Le terminal offshore GNL del Plata est l’un des plus gros projets d’infrastructure du pays. Il marque également l’arrivée de GDF SUEZ sur le marché uruguayen. Le groupe possède 50 % du terminal actuellement en cours de construction qui permettra de soutenir le développement de l’industrie du GNL du pays. Pour ce faire, le groupe a mis en place une approche coopérative avec les acteurs économiques locaux, pour appréhender au mieux les enjeux du projet. Situé dans la région de Punta Sayago, à proximité de la capitale Montevideo, dans le sud du pays, ce terminal offshore pourra dès la mi-2015 recevoir des tankers de GNL de 218 000 m3, avec une regazéification de 10 millions de m3 par jour, pouvant même aller jusqu’à 15 millions de m3 par jour. Il comprendra une unité flottante de stockage et de regazéification ainsi qu’une jetée, protégée par une digue de 1,5 km. Un contrat dit « boot » (ce qui signifie « construction, propriété, exploitation et transfert ») a été signé en octobre 2013 pour une durée de quinze ans entre GDF SUEZ et son

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client Gas Sayago qui se réserve ainsi la capacité totale du terminal. Pour démarrer les activités en juillet 2015, le méthanier regazéifieur de GDF SUEZ Neptune assurera l’interim avant la livraison de la nouvelle unité flottante définitive, en novembre 2016. Tractebel Engineering, filiale de GDF SUEZ, assurera la maîtrise d’ouvrage pendant la phase de construction. Ainsi, le terminal del Plata devrait contribuer de manière positive à une importante transformation du mix énergétique en fournissant une source supplémentaire de carburant propre avec un accès aux marchés internationaux.

L’Uruguay souhaite réduire la proportion des importations de pétrole dans l’approvisionnement énergétique du pays. Le développement de terminaux de regazéification de GNL fait partie de la politique énergétique de l’Uruguay 2005-2030 et a été désigné prioritaire par le gouvernement. La demande de GNL devrait plus que doubler dans les dix années à venir.

Chili : le gaz monte en puissance Dans le nord du Chili, le terminal de Mejillones tend à devenir la référence en matière de GNL. Depuis son inauguration en 2010, la société d’exploitation GNL Mejillones a conclu des contrats long terme de regazéification avec les principales sociétés chiliennes d’extraction minière et de production d’électricité. Il a été construit selon un modèle fast-track afin de permettre à GDF SUEZ et Codelco, premier producteur de cuivre au monde, de garantir rapidement la sécurité de l’approvisionnement énergétique dans le nord du Chili à court et moyen terme. GNL Mejillones permet également de diversifier le mix énergétique du Chili, participant ainsi à son indépendance énergétique. GNL Mejillones, la filiale de GDF SUEZ qui exploite le terminal, a lancé en 2013 un nouveau modèle de prestation d’accès pour les entreprises qui cherchent à importer du GNL, permettant ainsi d’ouvrir l’accès au terminal des tiers. D’une capacité de regazéification sur le terminal de 5,5 millions de m3, GNL Mejillones a le potentiel de l’augmenter à 8,5 millions de m3.

© GDF SUEZ - ABACAPRESS - RIBAS RICARDO

Le terminal de Mejillones, au nord du Chilli.

Le terminal a vu également en 2013 la construction d’un réservoir de stockage onshore qui offre une capacité brute de stockage de 187 000 m3. « Le nouveau réservoir de stockage de GNL à terre de Mejillones renforce l’accès du Chili aux différentes sources d’énergie et permet de répondre à la demande croissante du pays en énergie », avait affirmé Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF SUEZ lors de l’inauguration. Ce réservoir ouvre également de nouvelles perspectives commerciales pour la distribution de GNL par le biais de camions et de navires de taille moyenne. Toutefois, à ce jour, le terminal de Mejillones reste utilisé seulement à la moitié de sa capacité. Il pourra l’être davantage si d’autres centrales au gaz sont construites.

de gaz naturel au Mexique », a expliqué Gérard Mestrallet. « Cet investissement prouve que notre groupe croit en la croissance économique du Mexique et que nous nous engageons à jouer un rôle important en tant qu’investisseur dans l’avenir énergétique du Mexique. » GDF SUEZ est présent au Mexique depuis maintenant quinze ans. Le groupe gère près de 1 000 km de gazoducs dans le pays, six sociétés de distribution de gaz et trois centrales au gaz naturel qui desservent divers clients industriels et des entreprises de service public.

Le groupe GDF SUEZ est présent dans bien des pays d’Amérique latine, que ce soit l’Argentine, le Costa Rica ou encore le Pérou, à travers différentes activités dans le secteur du gaz : le transport, la distribution et les usages.

Mexique, Argentine, Costa Rica, Pérou…

GDF SUEZ a annoncé fin août 2014 le lancement de la construction du gazoduc Ramones Phase II South, segment du gazoduc Ramones qui s’étend de la frontière du Texas jusqu’au centre du Mexique, en coopération avec son partenaire Pemex (entreprise publique mexicaine chargée de l’exploitation du pétrole). Il permettra au Mexique d’accéder au gaz de schiste états-unien. « Nous sommes ravis de lancer la construction du gazoduc Ramones II South, qui jouera un rôle essentiel pour l’expansion du système de transport

M.L.G.

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Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 21

DOSSIER

EUROPE

Les activités gazières du groupe EDF L

e groupe EDF est présent sur l’ensemble de la chaîne du gaz naturel, principalement en Europe, via EDF Energy au Royaume-Uni, Edison en Italie, EDF Luminus en Belgique, ainsi qu’en France. Le groupe s’appuie également sur EDF Trading pour des opérations notamment relatives aux interventions sur les marchés de gros. Pour EDF, le gaz représente une composante clé du mix énergétique. La présence du groupe dans le domaine du gaz naturel s’explique par le besoin d’alimenter ses centrales électriques à gaz et ceux parmi ses clients qui souhaitent une offre bi-énergie gaz et électricité.

Les clients constituent la première dimension du développement gazier d’EDF. Près de 4,3 millions d’entre eux ont fait confiance au groupe pour leur approvisionnement en gaz l’an dernier. De fait, en 2013, les ventes ont atteint 22 térawattheures (TWh) pour 1 million de clients en France, 157 TWh pour 596 000 clients en Italie, 31,5 TWh pour 2,1 millions de clients au Royaume-Uni et 16,3 TWh pour 550 000 clients en Belgique. Pour approvisionner ses clients, le groupe peut compter sur un portefeuille diversifié, composé de contrats de long terme en provenance du Qatar, de Russie, de mer du Nord, d’Afrique du Nord et des États-Unis, qui assure son approvisionnement en gaz naturel.

Mais EDF s’appuie aussi sur des infrastructures présentes sur l’ensemble de la chaîne gazière pour assurer l’acheminement, la flexibilité d’usage et limiter l’exposition aux marchés de gros, volatiles : des participations dans des gazoducs, un accès au stockage, soit par l’acquisition de droits (Pays-Bas, Belgique, France), ou en opérant des sites (Allemagne, Italie, Royaume-Uni), et enfin des accès aux terminaux méthaniers. Ainsi, en Italie, Edison détient 7,3 % du capital d’Adriatic LNG Terminal, la société opératrice du terminal offshore de Rovigo (au nord-est du pays) et 80 % de la capacité de regazéification, soit 6,4 giga mètres cubes (Gm3) par an. Mais surtout, le groupe s’est lancé avec sa filiale Dunkerque LNG dans la construction du terminal méthanier de Dunkerque (Nord). Cet investissement, deuxième chantier industriel de France par sa taille après celui de l’EPR de Flamanville (Manche), conduira à la création

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22 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1

d’un terminal d’une capacité de 13 Gm3 par an, dont la mise en service est prévue pour fin 2015.

Enfin, EDF développe également des activités amont dans l’exploration-production, principalement en mer du Nord et dans le bassin méditerranéen, via sa filiale Edison. Cette dernière, plateforme gazière européenne du groupe, lui offre des compétences développées depuis de nombreuses années sur l’ensemble de la chaîne de valeur, de l’exploration-production à la commercialisation.

Le terminal méthanier de Dunkerque, un chantier d’envergure innovant Le 27 juin 2011, EDF et ses partenaires, Fluxys (gestionnaire du réseau de transport de gaz belge et du terminal méthanier de Zeebrugge) et Total, décident la construction du terminal méthanier de Dunkerque. La société Dunkerque LNG est créée. Filiale d’EDF à 65 %, de Fluxys à 25 % et de Total à 10 %, elle assure notamment la maîtrise d’ouvrage du chantier du terminal méthanier.

Ce projet initié depuis 2006 par EDF et Dunkerque port, sur la commune de Loon-Plage, avec une capacité d’accueil de 13 Gm3 par an, soit environ 20 % de la consommation annuelle française et belge de gaz naturel, présente un design résolument novateur. Il compte un poste de réception capable d’accueillir les plus grands méthaniers du monde, soit plus de 80 méthaniers par an d’une capacité pouvant aller jusqu’à 270 000 m3 et un système de déchargement du gaz naturel liquéfié (GNL) à la pointe de la technologie.

Le terminal de Dunkerque compte trois réservoirs de stockage de GNL de 190 000 m3 chacun, d’où une capacité maximale de 570 000 m3, parmi les plus grandes disponibles.

L’unité de regazéification, reliée à une prise d’eau de mer, utilise de manière optimale les ressources environnantes : au moyen d’un tunnel sous-marin, une partie des eaux tièdes de la centrale de Gravelines est utilisée pour réchauffer le GNL, ce qui induit un impact environnemental moindre et une économie de combustible. Enfin, le raccordement au réseau de transport de gaz lui-même est original. Le terminal méthanier de Dunkerque est directement relié à deux marchés, français et belge, au moyen de raccordements directs.

© Happyday Jean-Louis Burnod

Le terminal de Dunkerque (Nord).

L’investissement d’un milliard d’euros, porté par Dunkerque LNG, en fait ainsi le deuxième plus important chantier industriel en France. Les entreprises contractantes de Dunkerque LNG sur le chantier sont Techint-Sener pour la réalisation du process du terminal, Entrepose Projets et Bouygues pour la réalisation des trois réservoirs, et CSMBessac, Razel-Bec et Solétanche-Bachy France pour la construction du tunnel. Les chiffres sont ceux d’un chantier industriel de premier plan : fin décembre, il cumulera près de 7 millions d’heures travaillées avec en pointe plus de 1 900 travailleurs. L’avancement global est en ligne avec le planning initial pour une mise en service industrielle du terminal fin 2015.

Parmi les derniers événements marquants, notons la pose des cinq bras de déchargement du GNL sur l’appontement et, côté réservoirs, la fin des tests de réception hydraulique.

L’isolation (perlite) se fera quant à elle sur le premier trimestre 2015. En parallèle, Dunkerque LNG, l’armateur belge Exmar et Air Liquide Global E&C Solutions, ont présenté une offre globale dans le cadre d’un appel à manifestation d’intérêt lancé par le grand port maritime de Dunkerque. En jeu : la mise en place d’une chaîne d’approvisionnement maritime et de distribution terrestre de GNL en petites quantités depuis le port de Dunkerque.

La mise en application au 1er janvier 2015 de la directive européenne visant à réduire drastiquement les taux d’émissions de soufre des navires naviguant dans la zone Manche-mer du Nord et la compétitivité relative du GNL

comparé au fuel comme carburant terrestre, ont en effet incité le grand port maritime de Dunkerque à se positionner sur ce marché d’avenir.

L’offre du consortium a été sélectionnée et fait maintenant l’objet d’une analyse détaillée. Si les conditions de développement sont réunies, en particulier l’intérêt des utilisateurs, l’offre prévoit la réalisation des infrastructures nécessaires à la mise en place de cette chaîne : le projet serait mis en œuvre en plusieurs étapes qui prévoient dans un premier temps la construction d’une station de chargement en GNL pour camions, puis la construction d’un navire d’avitaillement GNL et l’adaptation nécessaire de l’appontement actuel pour pouvoir l’accueillir. Enfin, si les perspectives de marché se confirmaient, la réalisation dans un second temps d’une nouvelle jetée dédiée à l’activité d’avitaillement en GNL serait engagée.

EDF

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DOSSIER

STRATÉGIE INTERNATIONALE

Le GNL, facteur d’équilibre du marché mondial du gaz Laurent Vivier, directeur stratégie marchés GNL de la branche Gas & Power chez Total, présente la stratégie du groupe Total et son portefeuille GNL à l’international.

Quelle place occupe le GNL dans la stratégie du groupe Total ?

Au même titre que l’offshore profond et les ressources non conventionnelles, le gaz naturel liquéfié est un des piliers de la stratégie du groupe Total dans l’exploration-production. Il représente à ce jour 20 % de la production du groupe. C’est une activité importante en volume, représentant plus de 12 millions de tonnes par an, mais également en termes de contribution aux résultats, puisque la filière GNL représente plus de 25 % des résultats de la branche amont. L’importance de notre activité dans ce domaine reflète avant tout l’intérêt de Total pour la production gazière : à fin septembre 2014, plus de la moitié de la production du groupe provenait du gaz.

2014 serait alors la première année où l’activité gazière de Total dépasserait celle du pétrole en volume de production.

L’intérêt de Total pour le GNL n’est pas nouveau. Le groupe est en effet un acteur historique dans ce secteur, un des premiers à avoir lancé des projets, en particulier en Indonésie avec l’usine de liquéfaction de Bontang, dont nous sommes partenaires depuis 1977. Nous continuons à développer des projets aux technologies de plus en plus complexes : l’usine de liquéfaction Ichthys en Australie ainsi que le projet Yamal en Arctique en témoignent.

Quelles sont les perspectives du marché du GNL selon Total ? Le prix bas du pétrole peut-il avoir des impacts ?

La baisse du prix du brut a un impact indéniable sur le marché du GNL mais il ne faut pas laisser le court terme brouiller une vision à long terme. Sur le court terme, la baisse du prix du brut a des incidences. En Asie, par exemple, les formules de

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24 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1

prix sont directement liées aux indices pétroliers : le prix du GNL Asie aura donc une évolution similaire à la baisse du brut, ce qui le place à des niveaux équivalents aux prix des futures importations en provenance des États-Unis. Cette situation permet au moins de faire cesser le débat un peu stérile sur les formules de prix – la compétitivité d’une formule est-elle liée à une référence hub ou pétrole ? Ainsi, sur le court terme, cette baisse du prix du pétrole nivelle un peu les différents marchés, que ce soit l’Asie avec des formules pétrole, l’Europe avec le National Balancing Point (NBP), ou les exportations futures des États-Unis. De plus, les trois ou quatre années à venir seront un vrai test pour le marché du GNL, puisque les productions australiennes et américaines arriveront de manière concomitante sur le marché mondial.

Celui-ci sera en croissance mais la question qui se pose à nous est : le sera-t-il suffisamment pour absorber sans écueil ces nouvelles productions, dans un contexte où l’Europe reste très absente du marché du GNL ? Sur le long terme, nous restons sereins. D’après nos hypothèses sur la demande mondiale de gaz, en déterminant donc les besoins en GNL, il faudra d’ici 2030 mettre en production à peu près autant de capacités de liquéfaction que celles existantes aujourd’hui afin de pouvoir répondre à la croissance des besoins et au déclin naturel des usines actuelles. Nous aurons donc besoin de lancer de nouveaux projets, qui ne seront pas moins complexes, et de décider d’investissements très importants. Les contrats long terme devront refléter ces contraintes de financement ainsi que les souhaits des acheteurs.

L’exploitation du gaz de schiste aux États-Unis et l’autorisation d’exportation à des pays hors OCDE ouvrent de nombreuses opportunités au marché du GNL. Comment le groupe se positionne-t-il à ce propos ?

Le groupe Total a pris des positions sur les exportations de GNL depuis les États-Unis. Nous avons sécurisé près de 3 millions de tonnes d’exportation de GNL, en particulier sur le projet de Sabine Pass - sur le train 3, actuellement en cours de construction, et sur le train 5 qui reste encore à lancer. Le point sous-jacent à ces contrats est que nous croyons à la croissance de la production gazière des États-Unis et à la capacité de leur industrie d’avoir des prix assez bas comparés aux prix internationaux. Cette conviction vient du fait que Total a l’avantage d’être également producteur de gaz non conventionnel aux États-Unis. Nous y avons deux joint ventures, l’une au Texas et l’autre dans le nord-est du pays.

Comment se positionne Total sur l’ensemble de la chaîne GNL à ce jour ? De nouveaux développements sont-ils prévus ?

Total se positionne sur toute la chaîne GNL, avec la volonté de se développer sur l’ensemble de la filière. Concernant l’amont, le groupe ambitionne d’augmenter sa production en GNL. Nous sommes déjà, ou serons producteurs au Moyen-Orient – au Yémen et au Qatar notamment - en Europe, en Afrique, en Australie. Nous avons aussi des participations en Indonésie et nous aurons accès à de la production en Amérique du Nord. Des projets en construction, comme Ichthys et Gladstone en Australie, ou Yamal en Arctique participeront à cette croissance. Concernant le transport, nous développons une flotte de navires GNL par des affrètements long terme afin de servir nos engagements, notamment en Australie et aux États-Unis. Total a également des participations et des réservations de capacité dans des terminaux de regazéification sur tous les grands marchés importateurs (Asie et Europe) dont certains sont en construction, notamment à Dunkerque en France. Concernant l’aval, Total est présent dans la distribution du gaz. Nous nous développons avant tout sur les marchés libéralisés en ciblant une clientèle industrielle et commerciale, en particulier en Europe (en France avec notre filiale Total Énergie Gaz, au Royaume-Uni, en Allemagne, aux Pays-Bas, en Belgique, en Espagne). Ainsi, en étant présents sur tous les maillons de la chaîne et sur tous les continents, nous avons un portefeuille global qui nous permet de réagir aux évolutions du marché. L’objectif est de pouvoir offrir la meilleure valorisation, au jour le jour mais aussi sur le long terme, aux productions du groupe Total et à celles de nos partenaires dans nos projets amont.

Quels investissements prévoit le groupe dans la filière GNL ?

Pour l’instant, nous finalisons les projets de liquéfaction déjà lancés dans lesquels nous sommes partenaires : Gladstone, Ichthys, Yamal qui sont en cours de construction. Ce

© Marco Dufour - Total SA

Laurent Vivier.

sont des investissements importants qui se comptent en dizaines de milliards de dollars. Cela demande beaucoup de vigilance de la part de nos équipes, et des challenges quotidiens pour parvenir à lancer ces infrastructures à temps et dans les coûts. Un de nos futurs projets actuellement en cours d’étude est situé en Papouasie-Nouvelle-Guinée.

Nous investissons aussi dans des terminaux de regazéification, comme Dunkerque LNG, en cherchant à les rendre plus flexibles et performants.

Que préconise Total sur l’usage du GNL dans la mobilité terrestre-maritime ?

L’usage du GNL dans la mobilité est un sujet dont beaucoup parlent. Dans les dix ans à venir, même en étant optimiste, cela restera un relais de croissance faible pour la demande de GNL. À ce jour, pour l’Europe, nous écoutons et nous participons à quelques appels d’offres. Nous nous intéressons en particulier à ce qui est le plus d’actualité : les soutes marines, en raison de la nouvelle réglementation sur les émissions qui entre en vigueur en janvier 2015. Mais un fort degré d’incertitude demeure sur les choix que feront les armateurs afin de répondre à ces nouvelles exigences.

Le GNL ne paraît pas être une priorité, à de très rares exceptions. Concernant le GNL terrestre, les deux pays qui

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Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 25

DOSSIER

© PHILIPPE ZAMORA - TOTAL

Arrivée au Japon du méthanier Arwa Spirit, en provenance de la filiale de Total Yemen LNG.

connaissent un vrai essor sont les États-Unis, pour des raisons de coût, et la Chine, pour des raisons environnementales. Par l’intermédiaire de notre entité marketing et services en Chine, qui gère notre réseau de stations-service, et en collaboration avec nos partenaires chinois, nous examinons actuellement la faisabilité de développer la distribution de GNL carburant pour les flottes de bus et de camions.

D’une manière générale, l’usage du GNL, et donc du gaz, restera axé sur les trois grands secteurs : résidentiel, industrie et génération électrique. La génération électrique joue un rôle de plus en plus important puisque, en Amérique du Nord et en Europe, c’est ce secteur qui dictera l’évolution de la demande de gaz à la hausse ou à la baisse. L’Asie, en particulier la Chine, fait exception car nous assistons à une très forte demande des trois secteurs dans cette région. En Europe, la demande de gaz pour la génération électrique a baissé ces dernières années. Nous croyons qu’elle a atteint un plancher et qu’elle sera plus forte à partir de 2020, en raison des évolutions réglementaires relatives à la sortie forcée des centrales à charbon, à la sortie du nucléaire, qui va commencer à faire sentir ses effets en Allemagne et en Belgique, et à la poursuite du développement des énergies renouvelables qui crée un besoin de flexibilité et de backup auquel le gaz peut mieux répondre. Mais cette vision dépend en particulier d’un certain bon sens des autorités européennes qui n’ont pas encore confirmé le rôle que peut avoir le gaz dans un programme de réduction des émissions de CO2.

Alors que l’Union européenne ne cesse d’adopter des sanctions contre la Russie, comment Total parvient à poursuivre ses projets ? Quelles sont les répercussions pour le projet Yamal LNG en Arctique ? Quel est l’état d’avancement du projet à ce jour ?

Yamal LNG, actuellement en construction en Russie, est un projet majeur pour le groupe Total. Les événements vont très vite et, comme vous le dites, le cadre législatif change constamment. À cette date, les sanctions ont eu un impact sur le programme de financement du projet mais, sur le terrain, la construction de l’usine de liquéfaction continue avec le support de ses trois actionnaires, Novatek, CNPC et Total. Ce projet est important pour le groupe. Il l’est aussi pour la Russie. Cette première usine en Arctique doit contribuer à l’approvisionnement en GNL de l’Asie et aussi de l’Europe. Ce sont ces projets nouveaux, technologiquement innovants, qui répondront à la demande future. Les incertitudes présentes sur le marché des matières premières ne faciliteront pas des prises de décision pour le lancement de nouveaux projets : Yamal LNG est donc d’autant plus important dans ce contexte. Plus généralement, il ne faut pas oublier le long terme. Le GNL, et plus largement le gaz naturel, ont été, sont et resteront en forte croissance et des priorités pour Total, et le groupe a été habitué à la volatilité du prix de ses productions. Rétrospectivement, c’est la stabilité du brut au cours de ces trois dernières années qui apparaît maintenant comme une anomalie !

Propos recueillis par M.L.G.

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26 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1

Infrastructures.

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

www.keymica.com

N°2014-1 / JANVIER - MARS

ENTRETIEN

DOSSIER

2015

E FORMULIELLE R TRIMEST

ENTRETIEN

GERTJAN LANKHORST, président d’Eurogas et président-directeur général de la société néerlandaise GasTerra

« Je suis fermement convaincu que l’achèvement du marché européen de l’énergie permettra de mettre en avant les nombreux avantages que présente le gaz en tant que source d’énergie » Vous avez été élu président d’Eurogas en juin nisseurs et des gestionnaires des réseaux de distribution, dernier à Venise. Quelles sont les priorités de nous devrions donc avoir beaucoup de choses à apporter à votre mandat ? ce débat. Enfin, nous devons continuer à mettre en avant les Je pense que dans l’immédiat, nous devons nous concentrer aspects positifs du gaz, qui peuvent souvent être négligés sur le développement du paquet énergie-climat 2030. Il est ou même tenus pour acquis. Les préoccupations actuelles impératif que l’Europe prenne la bonne voie et tire les leçons sur le gaz ne doivent rien enlever au fait que le gaz demeure du paquet énergie-climat de 2020. L’une des composantes une énergie propre, sûre et compétitive. De grands progrès essentielles sera de faire en sorte que le système compeuvent être accomplis dans le secteur du chauffage par munautaire d’échange de quotas d’émission (SCEQE) joue exemple, où la pénétration future de technologies plus effipleinement son rôle, qui consiste à réduire les émissions de caces et l’introduction du gaz renouvelable permettront de carbone et à servir de signal pour l’investissement dans des nous assurer que le gaz reste une énergie de choix pour le technologies à faible émission de carbone. Eurogas contichauffage. Nous devons également nous tourner vers les nuera également à consacrer son expertise et son temps, opportunités qui se présentent dans des domaines tels que en coopération avec d’autres parties prenantes et organes le transport et saisir ces opportunités. institutionnels, à la mise en œuvre du marché intérieur de l’énergie. Bien que de grands progrès aient été réalisés, La politique énergétique européenne est d’autres efforts restent à accomplir et nous devons nous critiquée par les PDG des principales entreprises assurer de finir le travail, car il s’agit d’un point essentiel du secteur de l’énergie. À la mi-mars 2014, pour garantir des sources d’approvisionnement en gaz sûres, Eurogas a envoyé une lettre aux chefs d’État ou diversifiées et économiquement viables. Je suis fermement de gouvernement des États membres de l’UE CONTEXTE convaincu que l’achèvement d’un tel marché permettra de afin de souligner le besoin urgent de signaux mettre en avant les nombreux avantages que présente le politiques clairs pour stimuler l’investissement gaz en tant que source d’énergie. L’une des autres priorités dans les infrastructures énergétiques à sera d’étudier avec la Commission et les organes institutionfaible intensité carbonique. Avez-vous vu des nels des questions plus générales quant à la façon dont le évolutions depuis ? rôle des clients en tant qu’acteurs du marché de l’énergie se En fait, dans la lettre d’Eurogas, nous visions un certain développera et quelle devrait être la future conception du nombre de choses, notamment un objectif européen contraidétail. Nous devons l’accent sur des solu- sera gnant réduction Lors de la rentrée parlementaire, le texte demarché loi de de programmation pourmettre la transition énergétique audecœur des d’au moins 40 % des gaz à effet de serre, tions plus efficaces et durables basées sur le marché. Heuun principe sous-jacent d’utilisation d’approches basées débats. Présenté une première fois au Conseil des ministres le 18 juin dernier, le projet de loi a été soumis pour avis reusement, l’expertise d’Eurogas provient à la fois des foursur le marché et des mesures structurelles précoces pour à plusieurs instances pendant l’été.

DOSSIER

DOSSIER

Le gaz dans le nouveau modèle énergétique français À l’automne 2014 commence le travail parlementaire sur le texte de loi de programmation pour la transition énergétique qui fait suite au débat souhaité par le président François Hollande lors de la conférence environnementale de septembre 2012. Cette loi, dont le projet a été présenté par la ministre chargée de l’Énergie en juin dernier, a pour objectif de fixer la politique énergétique du pays pour les décennies à venir.

Le présent dossier est l’occasion de revenir sur le texte du projet de loi de programmation pour la transition énergétique de Mme Royal, « un nouveau modèle énergétique français », et de présenter les avis de différentes instances concernées soumis avant le travail parlementaire. La contribution de l’AFG à la réflexion sur la transition énergétique y est publiée, elle apporte des compléments d’information sur les atouts du gaz pour répondre aux enjeux. Dans le cadre de ce dossier, MM. Michel Guilbaud, directeur général du Medef, Julien Aubert, député de Vaucluse, et Roland Courteau, sénateur de l’Aude, se sont exprimés sur le déroulement du débat national, les enjeux et les défis à relever par la France, ou encore la place du gaz dans le futur mix énergétique français. Le dossier met également en lumière le modèle énergétique mis en œuvre par notre voisin allemand.

Sommaire :

• Gestation de la loi pour la transition énergétique • Contribution de l’Association française du gaz à la réflexion sur la transition énergétique • Interview de Michel Guilbaud, directeur général du Medef • Interview de Julien Aubert, député de Vaucluse • Interview de Roland Courteau, sénateur de l’Aude • L’Energiewende : où en sont les Allemands ?

Gestation de la loi pour la transition énergétique

© EUROGAS

réviser le système communautaire d’échange de quotas d’émission. Je pense qu’il est juste de dire que sur ce point nous avons vu des résultats positifs, mais il reste encore beaucoup à faire. Les nouvelles lignes directrices relatives aux aides d’État sont bienvenues, en particulier l’approche globale qui consiste à intégrer l’énergie renouvelable au sein du marché, cela étant essentiel pour garantir un marché intérieur de l’énergie sûr et économiquement viable sans compromettre le développement futur des énergies renouvelables. La Commission européenne propose également un objectif de réduction des gaz à effet de serre comme pierre angulaire du cadre politique de 2030. Il s’agit là d’un point positif, mais reste à voir si l’objectif de réduction des gaz à effet de serre constituera ou non la pierre angulaire du paquet final. La proposition de réserve de stabilité du marché de la Commission constitue également un développement positif et devrait permettre de corriger le système communautaire d’échange de quotas d’émission. Néanmoins, en l’état actuel, la proposition ne permettra pas d’obtenir suffisamment tôt les résultats dont nous avons besoin ; il sera donc nécessaire de trouver plus rapidement une solution au problème de l’offre excédentaire des quotas du SCEQE. Nous craignons cependant que le débat sur la sécurité d’approvisionnement ne conduise pas l’Europe à s’éloigner des approches basées sur le marché, ce qui constituerait un élément clé pour garantir la sécurité de notre énergie. Bien sûr, la réunion du Conseil d’octobre constituera une étape très importante. Il est impératif que les décisions soient prises en octobre afin de ramener de la clarté au sein du marché.

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À

Transformer le possible en réel

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Au mois de juin, le Conseil européen a dressé le bilan des progrès réalisés en vue d’une décision finale en octobre sur la politique énergieclimat à l’horizon 2030, et a soutenu la mise en œuvre immédiate de mesures d’urgence pour renforcer la sécurité énergétique européenne. Il a également été demandé au Conseil d’analyser plus en détail d’autres mesures à moyen et long

15/01/2015 16:49

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Gaz d’aujourd’hui • n 2014-3 • 37

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VÉHICULE GPL

Gaz d’aujourd’hui • n 2014-4 • 5

Les deux axes prioritaires Le projet de loi pour la transition énergétique repose sur les deux grands axes que sont la maîtrise de la consommation d’énergie et le développement des énergies renouvelables.

Le texte donne la priorité aux économies d’énergie dans le bâtiment, qui reste le premier consommateur d’énergie devant les transports et l’industrie, et fort émetteur de gaz à effet de serre. Ce secteur représente un gisement prioritaire d’économies d’énergie, dont l’ampleur justifie, selon le projet de loi, « un puissant effort d’incitation et d’accompagnement des ménages et des professionnels ».

C’est pourquoi celui-ci mobilise les outils techniques, juridiques et financiers nécessaires à une accélération rapide et une amplification massive de ce chantier qui doit notamment permettre de rénover 500 000 logements par an d’ici 2017. Il s’agit de stimuler conjointement, la demande et l’offre de travaux, en accompagnant les ménages, les collectivités territoriales, les entreprises et les professionnels du bâtiment. Le secteur des transports est, lui aussi, visé. L’objectif est de développer des transports moins émetteurs afin de réduire significativement la pollution de l’air. Il promeut par exemple les navires utilisant le gaz naturel liquéfié, en particulier au travers d’opérations pilotes. Le projet de loi pose également les bases du développement de l’économie circulaire et encourage la valorisation énergétique des déchets.

Le second pilier du projet de loi pour la transition énergétique est le développement des énergies renouvelables « pour mieux diversifier nos sources d’alimentation, équilibrer notre production et renforcer notre indépendance énergétique ». Les énergies renouvelables, qui représentaient en 2012 14 % de la consommation d’énergie, doivent atteindre 23 % en 2020 et 32 % en 2030. Rien que dans le secteur des transports individuels et collectifs, les biocarburants, l’hydrogène et les biogaz devront couvrir 10,5 % puis 15 % des besoins. Le texte tente de simplifier les procédures et de stabiliser les règles afin d’accélérer l’émergence de filières industrielles.

M.L.G.

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36 • Gaz d’aujourd’hui • n 2014-3

ENTRETIEN

ARNAUD MONTEBOURG Ministre du Redressement productif

L’année 2014 représente une année charnière pour le marché intérieur de l’énergie car le Conseil européen a fixé l’achèvement du marché intérieur pour cette année. Où en sommes-nous ?

Que reste-t-il à faire ?

En effet, cette année est importante pour le marché intérieur de l’énergie et bien que nous n’aurons certainement pas totalement atteint notre objectif cette année, de nombreuses pièces du puzzle sont en place et nous devons désormais porter nos efforts sur le travail restant à accomplir. Bien entendu, dans un premier temps, cela signifie qu’ilREVUE TRIMESTRIELLE / ABONNEMENT ANNUEL : 150 EUROS H.T. faut nous assurer de la mise en œuvre effective de la législation actuelle ainsi que la mise en œuvre de bon nombre de codes de réseau pour le gaz qui représentent des étapes esCouv_GA_2014_Vol1.indd 2 sentielles à l’achèvement du marché intérieur. Par ailleurs, un certain nombre de liaisons importantes ont été achevées ces dernières années mais d’autres investissements sur le réseau gazier européen sont encore nécessaires pour renforcer son interconnexion. L’achèvement des liaisons manquantes, ainsi que l’inversion du flux physique, devront donc être poursuivis en priorité.

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4 • Gaz d’aujourd’hui • n 2014-4

l’automne 2014 débutera le débat parlementaire sur la loi de programmation pour la transition énergétique, « un Int_GA_2014_Vol4.indd nouveau modèle énergétique fran4-5 çais ». Le texte tant attendu a été présenté par la ministre chargée de l’Énergie, Ségolène Royal, le 18 juin lors d’une communication au conseil des ministres. Le texte définitif du projet de loi sera présenté en conseil des ministres fin juillet, en vue d’une adoption dont la ministre assure qu’elle aura lieu – si le Parlement s’en saisit à l’automne – avant la fin de l’année. Matignon, lui, avait annoncé comme échéance le printemps 2015. D’ici là le texte a été soumis pour avis à plusieurs instances. Le Conseil national de la transition énergétique (CNTE) a adopté à la quasi-unanimité cette première mouture du projet de loi tout en apportant quelques propositions d’ajouts au texte. S’agissant des transports, le CNTE souhaite élargir le cadre du projet de loi, qui fait la part belle aux véhicules électriques. Il estime que « l’ensemble des motorisations alternatives doivent être soutenu et développé », ce qui inclut les véhicules alimentés au biogaz ou à l’hydrogène.

Le Conseil économique, social et environnemental (CESE) a également adopté à une très large majorité un avis. Toutefois, il appelle à intégrer un « objectif national d’efficacité énergétique à l’horizon 2030 » également prôné par le CNTE. Le Conseil national de l’industrie (CNI) a remis un avis unanime à la ministre tout en relevant « quatre enjeux qui paraissent devoir être complétés dans le projet de loi ». Le CNI propose d’intégrer la compétitivité du prix de l’énergie aux objectifs ciblés de la politique énergétique et aux critères de la programmation pluriannuelle. Il demande que les efforts d’efficacité énergétique de l’industrie soient encouragés et regrette que le projet de loi n’intègre pas une stratégie gaz pour soutenir les gazo-intensifs. Le conseil recommande l’identification des moyens nécessaires pour accompagner la transition énergétique (comme la formation, le financement) et souhaite que l’industrie soit associée à la gouvernance du dispositif en étant consultée sur les programmations pluriannuelles de l’énergie et sur les budgets carbone.

LE DEVENIR DE L’EUROPE DE L’ÉNERGIE

GERTJAN J. LANKHORST Gertjan Lankhorst est né à Amsterdam le 22 décembre 1957. Il a étudié l’économie générale à l’université libre d’Amsterdam de 1982 à 1986. En 1986, il entre au département de la politique économique générale au GPL néerlandais des Affaires économiques. sein du ministère Il a occupé différentes fonctions au ministère dont celle de directeur pétrole et gaz (1996–1999), directeur à la concurrence (1999–2003) et directeur général à l’énergie (2004–2005).

Gertjan Lankhorst a été nommé président-directeur général de GasTerra le 1er septembre 2006 et a été élu président de l’Association européenne des fournisseurs de gaz, Eurogas, le 20 juin 2014.

15/01/2015 16:46

Je souhaite m’abonner pour l’année 2015 au tarif suivant : Adhérents AFG, AFG Régionales & 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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Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 27

DOSSIER

CONFINEMENT DU GNL

« GTT est leader sur son secteur avec 90 % des commandes mondiales de méthaniers » La société d’ingénierie française Gaztransport & Technigaz (GTT) est spécialisée dans la conception de systèmes de confinement à membranes cryogéniques pour le transport par bateaux et le stockage sur terre et en mer du GNL. Modèle de réussite internationale, l’entreprise domine le secteur. Philippe Berterottière, le président-directeur général de GTT, répond à nos questions.

Le 8 décembre dernier, Total a annoncé qu’il cédait le solde de ses parts dans GTT à la société d’investissement singapourienne Temasek.

Quelle a été votre réaction à cette annonce ?

Il s’agit d’un simple changement d’actionnaire. Toutefois, nous nous félicitons que cette prise de participation soit le fait de Temasek, investisseur de long terme, dont l’implantation géographique et la connaissance du secteur du GNL et du monde maritime s’accordent parfaitement avec la stratégie de la société. En effet, Temasek investit déjà dans des activités sur les chantiers navals ainsi que dans des projets dans le secteur du GNL. Nous pourrons nous appuyer sur la société pour consolider notre position de leader et d’expert mondial du transport du GNL et poursuivre notre progression dans l’innovation et les nouveaux secteurs porteurs de l’industrie des gaz liquéfiés.

nal puisque GTT est leader sur son secteur avec 90 % des commandes mondiales de méthaniers.

Lors du dernier trimestre de 2014, GTT a publié plusieurs communiqués annonçant de nouvelles commandes de méthaniers, ce qui porte à quarante-six le nombre de navires commandés, soit plus que prévu initialement par GTT. Cette hausse de l’activité est le signe que le marché des méthaniers a repris. Comment l’expliquezvous ? Quels sont actuellement vos principaux clients ?

L’exportation du gaz de schiste américain notamment vers l’Asie, où le marché du GNL est important, ne peut se faire que par voie maritime. Ce marché en croissance a engendré une hausse de la demande de méthaniers pour y répondre.

Nous travaillons avec de grands chantiers navals asiatiques – Corée, Japon et Chine – ainsi qu’avec des armateurs, des fournisseurs de GNL ou encore des sociétés d’ingénierie.

Nous avons une position très forte sur le marché internatio-

Être leader mondial de la conception de systèmes de confinement à membranes pour le transport maritime et le stockage du GNL nécessite d’être à même de pouvoir répondre aux exigences des clients mais aussi aux réglementations maritimes internationales.

Comment faites-vous ?

Les deux tiers de l’effectif de la société GTT sont des ingénieurs, ce qui nous permet d’avoir la capacité de répondre aux différentes contraintes techniques. La plupart du temps, les demandes qui sont faites concernent la réalisation d’une cuve à géométrie ou à volume particulier. Sinon, il peut également s’agir d’une diminution du boil off, c’est-à-dire le gaz qui s’évapore de la cuve pendant la traversée du méthanier.

Quelle que soit la demande du client, nous faisons en sorte de lui proposer une solution.

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28 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1

Avez-vous observé des évolutions récentes dans ce marché ? Si oui, lesquelles ?

La révolution du gaz de schiste aux États-Unis a entraîné une forte augmentation de l’extraction d’éthane. L’exportation de ce gaz par voie maritime ouvre des opportunités importantes pour l’industrie pétrochimique au niveau mondial. La construction et l’exploitation des navires dédiés au transport de l’éthane répondront aux besoins de ce marché en pleine croissance. GTT a montré sa capacité à s’adapter aux marchés connexes émergents autres que le GNL avec son nouveau concept de navire multi-gaz qui offre une souplesse aux opérateurs pour le transport de plusieurs types de gaz sous forme liquide comme l’éthane, le propane ou le butane.

DOSSIER

© Dahmane - GTT

Philippe Berterottière au siège de son entreprise GTT.

Dans les prochaines années, le marché du GNL peut-il encore évoluer ? Quels sont les objectifs pour GTT ?

L’avenir proche est dans le GNL carburant pour bateau, c’est un des axes prioritaires de développement. À GTT, nous pensons que le gaz liquéfié gagnera en importance pour la propulsion des navires. Nous proposons d’ores et déjà des solutions pour ce marché. Il s’agit pour nous d’adapter notre technologie de cuve à membranes à de plus petits volumes.

En janvier 2014, nous avions d’ailleurs signé un contrat avec le chantier STX de Saint-Nazaire pour réaliser une citerne à membranes dans le cadre de la construction du premier ferry fonctionnant au GNL et des réservoirs pour trois autres navires de la Brittany Ferries qui devaient être convertis. La commande a finalement été annulée par la compagnie de transport maritime. Mais nous sommes persuadés que ce type de demande finira par se développer. Il est évident que le GNL deviendra du carburant pour navire. Le secteur du GNL continuera à se développer et GTT saura s’adapter aux évolutions pour être en mesure de répondre aux besoins et aux demandes.

Propos recueillis par M.L.G.

2014 : record du nombre de commandes Quarante-six : tel est le nombre de commandes reçues par GTT au cours de l’année 2014. La société atteint un chiffre record, bien supérieur aux estimations qu’elle a pu faire. En deux semaines à peine, entre fin novembre et début décembre 2014, GTT annonçait avoir reçu pas moins de huit commandes. L’une d’entre elles comprenait quatre méthaniers issus d’un même chantier naval mais pour différents clients finaux et une unité flottante de stockage et de regazéification (dite « FSRU », pour floating storage and regasification unit) à livrer en 2017. Trois autres étaient des méthaniers destinés à l’armateur japonais MBK. Ils seront construits par le chantier sudcoréen Samsung Heavy Industries pour une livraison en 2018.

Face à une telle recrudescence des commandes, GTT a révisé à la hausse ses perspectives financières pour 2014 et 2015. La société anticipe désormais un chiffre d’affaires 2014 proche de 227 millions d’euros au lieu de 223 millions d’euros et estime que son chiffre d’affaires 2015 « devrait se situer à un niveau sensiblement équivalent à celui de 2014, soit environ 10 millions d’euros de plus que dans le cadre des perspectives fournies lors de l’introduction en bourse » fin février 2014.

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Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 29

DOSSIER

STOCKAGE

Le savoir-faire

français à l’international En cette année 2015, la société française Geostock fête ses 50 ans. Présent sur les cinq continents, ce groupe d’ingénierie est un acteur de premier plan dans le stockage souterrain d’hydrocarbures liquides, liquéfiés et gazeux.

Julien Laveissière, chef de projet du site de stockage de Diadema en Argentine, présente l’activité de Geostock en Amérique latine.

Pouvez-vous nous raconter la genèse du site de stockage de Diadema en Argentine ?

Dès les années 1990, Geostock a commencé à travailler avec la société Repsol YPF, spécialisée dans l’exploration et la production de pétrole et de gaz et plus particulièrement avec sa branche stockage souterrain. À cette époque, les argentins souhaitaient stocker en été le surplus de gaz des champs en production de la zone pétrolière du golfe San Jorge dans le sud du pays afin de pouvoir assurer ensuite la consommation électrique hivernale de la ville de Comodoro Rivadavia, qui a prospéré en accueillant progressivement le personnel des nombreux sites de production d’hydrocarbures situés à proximité. Depuis, le site de stockage permet d’alimenter également d’autres villes industrielles de la Patagonie centrale. Diadema était un champ de gaz déplété en fin de vie qui allait être abandonné. Situé à 500 mètres sous le sol, ses caractéristiques favorables, parmi lesquelles une formation réservoir constituée de grès perméables et poreux du Tertiaire-Crétacé, surmontée d’une roche couverture composée d’argiles imperméables, ont permis sa conversion en site de stockage souterrain de gaz naturel. Premier du genre en Argentine, ce stockage est entré en phase d’exploitation en 2001. Dans ce projet, Geostock a apporté au client son expertise en l’assistant durant les différentes phases de conversion du site, en passant par les études préliminaires d’évaluation, de faisabilité et de conception générale. Le contrat cadre qui nous lie à la société argentine consiste désormais à leur apporter une assistance technique à l’exploitation du site et à les aider à optimiser les performances du stockage.

Nous les assistons également dans leur projet d’extension de la capacité du site.

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En 2012, la société Repsol YPF avec qui vous travailliez sur le site de Diadema à l’origine a été nationalisée. Quelles ont été les répercussions occasionnées par ce changement de statut sur l’activité de Geostock ?

La nationalisation de la société argentine avec le retrait de Repsol a compliqué notre activité pendant près de deux ans.

L’ensemble de la direction a changé, sauf celle de la branche avec laquelle nous travaillions. Elle a dû et a su convaincre les nouveaux dirigeants de poursuivre notre partenariat. La relation de confiance construite dans la durée nous a permis de continuer à travailler ensemble. Un événement politique de ce type peut toujours se produire, et parfois le changement peut être positif.

Quelle est votre activité à ce jour en Argentine ?

Avez-vous d’autres projets en cours ?

Nous continuons à chercher d’autres sites potentiels de stockage en Argentine pour YPF, en raison de leurs problèmes récurrents d’approvisionnement en gaz. La sélection d’un site et l’établissement de ses capacités techniques et économiques peut nécessiter plus d’une dizaine d’années de travaux d’exploration, d’études de faisabilité, économique, de conception, etc. L’Argentine fait partie des pays dont le sous-sol est déjà extrêmement foré en raison de l’exploitation pétrolière. Mais un site de stockage ne répond pas aux mêmes besoins et caractéristiques techniques qu’un champ de production de pétrole. Ceux que nous avons étudiés pour l’instant avec YPF dans un but de conversion présentaient des risques et des incertitudes techniques jugés trop importants à ce stade. En attendant un contexte économique plus favorable ou l’identification de nouveaux candidats, la seule solution que nous avons pu proposer jusqu’à présent pour répondre partiellement aux besoins a été de procéder à des extensions successives de la capacité du site de Diadema.

DOSSIER

© GEOSTOCK

Le site de stockage de Diadema en Argentine.

Geostock est une société internationale.

Comment appréhendez-vous un nouveau marché étranger ?

Il n’est pas toujours évident d’arriver sur un marché étranger et c’est là tout le travail réalisé à longueur d’années par nos commerciaux à travers le monde. Il est plus simple d’entrer sur un marché étranger lorsque l’on dispose d’intermédiaires locaux ou d’une présence locale, comme nous l’avons déjà fait par le passé en ouvrant des filiales à Singapour, Madrid ou Houston, et comme nous sommes en train de le faire au Brésil. Cela permet d’être au plus près du client et ainsi de pouvoir plus facilement et plus efficacement répondre à ses besoins, tout en proposant des prix adaptés au marché local.

présente un fort potentiel de développement, mais il n’est pas facile de s’y installer car il y existe des sociétés locales, notamment Petrobras, qui sont fortement implantées sur le territoire. Geostock travaille également activement avec le Mexique pour du stockage de brut, de GPL et de gaz, avec l’ambition de s’y implanter rapidement. Par ailleurs, nous nous intéressons également en ce moment à la Colombie, au Chili et au Pérou.

Propos recueillis par M.L.G.

Êtes-vous également présent dans d’autres pays d’Amérique du Sud ? Quels objectifs de développement a Geostock dans cette région du monde ?

Comme en Argentine, nous avons des clients ou des contacts depuis longtemps dans différents pays d’Amérique du Sud, comme par exemple au Brésil, pour qui nous cherchons ou évaluons en ce moment des sites potentiels de stockage. Ce pays à forte croissance dépend en effet aujourd’hui à 80 % de l’hydroélectricité, et connait régulièrement des problèmes d’approvisionnement en raison de niveaux d’eau souvent insuffisants dans les barrages hydrauliques. Par conséquent, les autorités s’intéressent au développement de centrales à gaz et donc de structures souterraines de stockage. Le Brésil

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En bref…

TOTAL FOURNIT LA RATP EN GAZ Total Énergie Gaz, la filiale gaz naturel pour les professionnels de Total, a été choisi par le groupe public RATP dans le cadre d’un appel d’offres pour l’approvisionnement en gaz naturel de 143 sites.

Effectif depuis le 1er janvier 2015, le contrat en prix indexé TTF (index gaz) et d’une durée de deux ans porte sur une consommation totale de 181 gigawattheures par an.

NORMALISATION La norme NF E29-533 « installations de gaz combustibles - exigences pour le choix des joints plats d’étanchéité utilisés dans les installations de gaz combustibles distribués en réseaux ou par récipients », élaborée par la commission de normalisation BNG 236, a été publiée en décembre 2014 par l’Afnor.

Les exigences définies par le document concernent les aspects relatifs à la performance des joints plats d’étanchéité en fibre synthétique-élastomère ou en élastomère, au choix des matières, à l’état de finition et de découpe des joints, à leur conditionnement et marquage, à leur désignation, ainsi qu’à leur mise en œuvre. Par rapport à la version de 2005, les conditions de réalisation des essais ont été mises à jour, une date de péremption des joints d’étanchéité a été ajoutée, les couples de serrage manquants également et le conditionnement des joints d’étanchéité a été précisé. Cette norme est mise à disposition pour les experts de la commission de normalisation BNG 236 pendant une durée de trois mois sur le comité électronique. Son usage est exclusif et non collectif.

Ce document est disponible auprès de l’Afnor : • par courrier à : Administration des ventes, 11, rue Francis de Pressensé, 93 571 La Plaine Saint-Denis cedex ; • par Internet : www.boutique.afnor.org ; • par télécopie au 01 49 17 90 30.

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TRAVAUX SUR LES APPAREILS DE CUISSON DOMESTIQUES La réunion de lancement de l’ISO/TC 291 « appareils de cuisson domestique utilisant les combustibles gazeux », à présidence allemande, a eu lieu le 17 décembre 2014 à Francfort. L’objectif de cette première réunion était de définir le champ d’activité du comité technique (TC) et de créer un premier groupe de travail.

De nombreux pays étaient représentés : l’Allemagne, les ÉtatsUnis, le Canada, la Corée du Sud, la Chine, le Japon, le RoyaumeUni, l’Italie, la Turquie, le Portugal et la France. Au total, une quarantaine de délégués ont participé à cette réunion dont les trois délégués français, mandatés par la commission de normalisation BNG 49-291 « cuisson domestique ». En 2015, la première réunion du groupe de travail de l’ISO/TC 291/WG1 « sécurité des appareils de cuisson domestiques utilisant les combustibles gazeux » aura lieu les 1er, 2 et 3 juin dans les locaux du BNG à Neuilly-sur-Seine, concomitamment avec le Congrès mondial du gaz.

© BNG

Les délégués du premier groupe de travail, venus du monde entier.

UTILISATIONS ET MARCHÉS

TROPHÉE POUR LE PREMIER SOUTEUR DE GNL Le bureau de promotion du shortsea shipping (BP2S) a organisé le 10 décembre 2014 sa 4e édition de la « Nuit du shortsea » au musée de la Marine à Paris. Cette nuit a été l’occasion de remettre notamment le trophée « initiative » à GDF SUEZ pour avoir commandé un premier navire souteur de gaz naturel liquéfié (GNL) pour l’Europe. Elle constitue la première réponse de GDF SUEZ et de ses partenaires aux demandes des armateurs de disposer d’une infrastructure – flottante – de distribution de GNL afin de se mettre en conformité avec les nouvelles normes environnementales européennes dont les premières sont effectives depuis le 1er janvier 2015. GDF SUEZ a également signé un contrat d’approvisionnement en GNL avec l’armateur UECC pour deux navires en construction qui seront propulsés au GNL et exploités en mer du Nord et mer Baltique à partir du second semestre 2016.

COÉNOVE SE LANCE SUR LA TOILE L’association Coénove a lancé son site Internet, www.coénove.fr, destiné à exposer sa vision et ses propositions pour la réussite de la transition énergétique et la réalisation du mix énergétique de demain. Le site a été construit afin d’être un lieu de contributions à destination de toutes les parties prenantes des secteurs de l’énergie et du bâtiment. Il propose des solutions constructives et souligne le rôle majeur de l’énergie gaz dans le développement des énergies renouvelables, mais aussi en tant qu’énergie renouvelable elle-même. Les internautes y trouveront les tables rondes, les études réalisées, les réflexions, les prises de parole de tous les événements organisés par Coénove.

LE GNV SE DÉVELOPPE EN RÉGION PARISIENNE La mairie de Paris, le Sigeif, GrDF, La Poste et la région Île-de-France se sont associés pour développer l’utilisation de voitures roulant au GNV. Ils s’engagent à unir leurs forces pour rendre possible l’expérimentation et le développement à grande échelle du gaz carburant. Ce partenariat se traduit par l’expérimentation de véhicules GNV au sein de la flotte municipale de Paris et la conversion des stations-service en stations multi-énergies. La Poste essayera également ces véhicules. Le Sigeif construira des stations d’avitaillement en relation avec les collectivités locales. Quant à GrDF, il apportera son expertise sur l’énergie gaz et la mobilité durable ainsi que son expérience en tant qu’acteur clé de la filière biométhane. La région Île-de-France apportera une aide financière pour créer des stations et transformer des stations existantes.

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Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 33

UTILISATIONS ET MARCHÉS

GAZ CARBURANT

Une station-service 100 % gaz Le 21 octobre 2014, Transports P. Mendy, Iveco France, Gas Natural Fenosa et Consoptima ont inauguré à Castets (Landes) la première station de gaz naturel liquéfié et comprimé de France.

À

Castets, dans les Landes, a été inaugurée la stationservice de gaz naturel liquéfié et comprimé (GNLC) réalisée dans le cadre d’un projet mené à bien par le transporteur Transports P. Mendy, le constructeur Iveco France, le fournisseur de GNL Gas Natural Fenosa et la société de conseil spécialisée dans le secteur du transport Consoptima.

Gas Natural Fenosa, sélectionné comme fournisseur en gaz naturel de la station, achemine le GNL par camion-citerne jusqu’à Castets où il est pour une part stocké à l’état liquide dans une cuve cryogénique et directement utilisable en tant que carburant, et pour une autre part comprimé puis regazéifié pour alimenter les pompes GNC. Cette synergie entre les deux formes de gaz – liquide et gazeux – permet d’optimiser techniquement et économiquement la station-service.

Cette station privée pour véhicules poids lourds exploitée par le transporteur Transports P. Mendy permet le ravitaillement de onze camions alimentés au GNLC développés sous sa nouvelle marque « Belharra »*, qui desserviront les magasins Intermarché dans le Sud-Ouest. Courant 2015, une quinzaine de nouveaux camions arriveront puis, dans les trois ans à venir, la flotte Belharra devrait comptabiliser une quarantaine de véhicules.

La station-service est ouverte aux véhicules des autres sociétés de transport de marchandises ou de passagers qui souhaiteraient s’approvisionner en GNLC. Toutefois, seuls les véhi-

© Valleau

La station-service de GNL et GNLC - pour l’heure privée - de Castets.

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34 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1

cules autorisés peuvent entrer dans la station et utiliser les équipements. Une formation exploitants-conducteurs, assurée par Consoptima, partenaire opérationnel, est obligatoire avant toute utilisation de la station. « Pour l’heure, la station peut alimenter cent camions par jour mais la capacité peut évoluer.

La station peut être agrandie, il y a de l’espace. Dans le futur, l’idée est d’ailleurs de convertir cette station privée en une station publique », précise Joaquin Mendiluce, directeur général de Gas Natural Europe.

L’inauguration de cette station-service de gaz naturel liquéfié et comprimé est une étape fondamentale dans le développement du gaz pour l’alimentation des véhicules de transport de marchandises en France. Comme le souligne Clément Chandon, directeur marketing et produit chez Iveco France, « cette énergie va se démocratiser et va progressivement remplacer l’énergie diesel. Dès qu’il est possible d’atteindre une flotte entre quinze et vingt poids lourds, les conditions économiques sont remplies pour être dans la transition énergétique, c’est-àdire rouler plus propre, rouler plus silencieux et surtout rouler moins cher qu’avec le carburant diesel ».

Nouvelle station, nouveaux services À l’occasion de cette inauguration, le transporteur Transports P. Mendy a lancé une offre de services pour les chargeurs et les transporteurs. Elle comprend trois prestations. La première, disponible depuis la station de Castets, est la location de véhicules avec conducteurs pour des prestations régionales. La deuxième est la location de véhicules full service sans conducteur qui inclut l’entretien et la garantie du véhicule ainsi que la formation et le suivi du conducteur. La troisième, disponible en 2015, est la location de véhicules pure energy sans conducteur, qui comporte en plus la fourniture de GNL et permet ainsi au client de maîtriser son coût d’exploitation kilométrique avec un seul contrat. L’offre Belharra a vocation à s’étendre à d’autres régions. D’ailleurs, la société étudie de nouveaux projets d’implantations de stations-service GNLC dans les régions Centre, Poitou-Charentes et Nord-Pas-de-Calais. En parallèle, l’offre poursuit son développement. Elle proposera par exemple des bases de livraison urbaine « propres » qui, grâce à l’association du biogaz et de l’électricité, permettront une gestion du dernier kilomètre sans pétrole, sans particule, sans CO2, à des conditions économiques compétitives.

M.L.G. *« Belharra » symbolise à la fois la nouvelle vague du transport (par analogie à la célèbre vague du même nom) et signifie « herbe » en langue basque pour exprimer la volonté d’utiliser des énergies renouvelables dans le futur.

UTILISATIONS ET MARCHÉS

GNL CARBURANT

Solution clé en main Les transports Jacky Perrenot de Saint-Quentin Fallavier sur le parc de Chesnes (Isère) et son partenaire Easydis ont inauguré leur première flotte au gaz naturel liquéfié à la mi-septembre 2014.

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es transports Jacky Perrenot et son client Easydis, filiale logistique de Casino, ont décidé d’exploiter en conditions réelles une flotte de camions au gaz naturel liquéfié (GNL). Pour ce faire, les partenaires ont sélectionné le fournisseur de GNL Axègaz pour sa solution globale – Axègaz Solutions Transport – dans le cadre d’un contrat de cinq ans. Elle comprend la conception et la gestion de la chaîne d’approvisionnement en gaz jusqu’aux réservoirs.

En effet, Axègaz prend en charge l’installation et le financement de la station GNL composée d’une citerne pour le stockage, d’une ou plusieurs pompes selon les besoins du client et d’un volucompteur, appareil de mesure pour maîtriser ses consommations. « Notre prestation comprend la maintenance sur site et l’approvisionnement en gaz géré de façon automatique grâce à un système de télémétrie posée sur la citerne », précise Edouard de Montmarin, responsable commercial d’Axègaz Solutions Transport. Sous la forme d’un abonnement mensuel, la prestation est évolutive selon la taille de la flotte et les besoins opérationnels exprimés. Pour alimenter en GNL les dix premiers véhicules acquis auprès du fabricant Iveco, une citerne mobile d’une capacité de 6 tonnes a été déployée sur le parc logistique de Chesnes (Isère). Toutefois, au fur et à mesure de la livraison d’autres camions de ce type, la capacité de la citerne est appelée à augmenter. D’ailleurs, courant 2015, la mise en exploitation de dix véhicules supplémentaires est déjà prévue. « J’estime que notre flotte alternative devra représenter à horizon 2016-2017 aux alentours de 30 % du parc total, qui est d’environ 3 000 véhicules, poussée par nos clients mais aussi par les pouvoirs publics », ajoute Philippe Givone, directeur général de Jacky Perrenot. Le surcoût sur l’achat du matériel est de l’ordre de 50 % et reste relativement mesuré sur l’entretien. Par contre, le retour sur investissement est généré par le moindre coût de l’énergie. Selon Clément Chandon, directeur marketing et produit chez Iveco France, « nous avons une très bonne rentabilité.

Le point d’équilibre peut être inférieur à deux ans et au bout de cinq ans l’économie réalisée sur le coût total d’exploitation du véhicule se situe entre 24 000 et 50 000 euros par camion. » En plus de la prise en charge de la station GNL, la prestation d’Axègaz intègre avec le concours de l’APTH, association spécialisée dans la formation et l’assistance à la sécurité dans le transport routier, la formation du personnel et

© Nicolas Rodet

La station GNL d’Axègas inaugurée en septembre 2014. des conducteurs affectés à la conduite des véhicules GNL, en sus des formations à la conduite rationnelle dispensées par le fabricant des véhicules Iveco permettant de réduire les coûts de fonctionnement et les émissions.

Pour le transporteur, le facteur décisionnel de développer cette flotte au GNL a été l’autonomie des véhicules. Iveco annonce avec un seul plein une distance parcourue de 800 km qui atteindra prochainement jusqu’à 1 400 km avec l’installation d’un second réservoir. Ainsi, sans avoir à attendre que le réseau européen d’infrastructures soit développé, les camions peuvent d’ores et déjà être utilisés en grand régional, voire bientôt en national.

M.L.G.

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Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 35

UTILISATIONS ET MARCHÉS

PILE À COMBUSTIBLE

Expérimentation en situation réelle Afin de préparer l’introduction commerciale en France à l’horizon 2016 de la pile à combustible au gaz naturel, la technologie est testée durant deux ans sur trois sites différents de la ville de Forbach, en Moselle.

L

a commune de Forbach, en Moselle, accueille une expérimentation en conditions réelles de trois piles à combustible au gaz naturel sur une durée de deux ans. Ce projet, nommé « Epilog », a été inauguré à la mi-octobre 2014 par les différents acteurs que comporte le consortium responsable de cette expérimentation, soit GrDF, Viessmann, le Centre de recherche gaz et énergies nouvelles de GDF SUEZ (Crigen) et le Comité scientifique et technique des industries climatiques (Costic). L’expérimentation s’inscrit dans le cadre de l’appel à projets « Titec » sur le thème de « l’hydrogèneénergie et des piles à combustible », lancé par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe). Son objectif est multiple : il s’agit de réaliser les tests nécessaires à la validation des critères de performance et de faisabilité pour l’introduction de la pile à combustible au gaz naturel sur le territoire français à l’horizon 2016.

Une technologie adaptée aux besoins Face aux besoins d’électricité qui ne cessent de croître, la pile à combustible apporte une solution performante pour les maisons individuelles et le petit tertiaire neuf afin de réduire la facture énergétique. L’électricité produite par cette technologie est autoconsommée ou réinjectée dans le réseau si les besoins du bâtiment sont faibles.

Le fonctionnement de la pile à combustible repose sur la transformation du gaz naturel en hydrogène. Lorsque ce dernier réagit avec l’oxygène de l’air entre deux électrodes séparées par un électrolyte, il assure une production d’électricité. La chaleur fatale émise est quant à elle récupérée via un échangeur pour participer au chauffage et à la production d’eau chaude sanitaire.

Ce système pile à combustible au gaz naturel (modèle Vitovalor 300-P), mis au point par le fabricant Viessmann, intègre un module à pile à combustible Panasonic associé à une chaudière à condensation gaz qui assure le complément des besoins thermiques, un ballon de stockage d’eau chaude sanitaire d’une capacité de 46 litres et un ballon de stockage d’eau pour le chauffage d’une capacité de 170 litres. La pile a une

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puissance électrique de 750 watts et thermique de 1 kW. Le module chaudière a, quant à lui, une puissance de 19 kW en chauffage et de 10 à 30 kW en production d’eau chaude sanitaire. À ce jour, la pile à combustible a un rendement électrique compris entre 35 et 40 % et atteint 50 % pour la chaleur. Son principe de fonctionnement repose sur la demande de chaleur. « La pile s’arrête s’il n’y a pas de possibilité de valoriser la chaleur », précise Richard Cordonnier, directeur marketing et produits chez Viessmann. Celle pile à combustible est conçue pour démarrer une fois par jour, elle peut fonctionner pendant vingt heures puis se régénère pendant quatre heures. Sa durée de vie est évaluée entre dix et quinze ans.

Test des performances techniques Trois sites – une maison individuelle neuve, une crèche et un ensemble de deux logements collectifs – ont été mis à disposition par la mairie de Forbach pour installer une pile à combustible. Ces trois sites répondent aux critères du cahier des charges définis par les acteurs du projet qui sont d’avoir une surface inférieure à 120 m², une isolation renforcée et une émission de chaleur par radiateurs à chaleur douce ou par plancher chauffant.

Chacun des sites est équipé d’un dispositif d’une quinzaine de points de mesure en continu. Le bilan attendu concerne différents rendements (électrique de la pile, électrique de l’installation, thermique de la pile, thermique de l’installation, global de l’installation sur énergie primaire) et différents taux (autoconsommation, autosuffisance, couverture des besoins électriques et thermiques et de la pile).

Les éléments récoltés sont traités et analysés par le Costic et étudiés par l’ensemble des partenaires du projet. Le Crigen apporte son expertise technique sur l’analyse et l’exploitation des résultats, en comparaison avec ceux issus des tests qu’il a effectués préalablement en laboratoire. Cette acquisition d’informations et les conclusions qui en résulteront permettront de vérifier l’ensemble des performances du produit en situation réelle et son adéquation aux besoins énergétiques des bâtiments pilotes.

UTILISATIONS ET MARCHÉS

© Doc.Viessmann

Pile à combustible Vitovalor 300-P. Vers une évolution réglementaire Au-delà de la valorisation du produit, les résultats obtenus lors de ces deux années d’expérimentation permettront de préparer non seulement les outils indispensables à la filière – installeurs, sociétés de maintenance – mais également de disposer des données nécessaires aux pouvoirs publics pour son intégration dans la réglementation. En effet, à ce jour, les piles à combustible qui produisent de l’hydrogène restent soumises à la réglementation des installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) au même titre que des installations industrielles dangereuses. La ville de Forbach a bénéficié d’une dérogation de la part de la direction générale de la prévention des risques (DGPR) pour les mettre en place dans le cadre de l’expérimentation. Cette réglementation est un frein de taille au développement de la pile à combustible, que les industriels espèrent lever prochainement. Par ailleurs, la pile à combustible ne bénéficie pas non plus d’un titre V pour être pris en compte dans les calculs de la réglementation thermique 2012 pour les logements neufs. Toutefois, une demande générique, pour la technologie, devrait être déposée en 2016. « Ce n’est pas une énergie renouvelable mais avec 60 à 70 % de gain en énergie primaire par rapport à une solution classique, il serait dommage de s’en priver », explique Ludovic Thiébaut, responsable marketing et produits chez GrDF.

Après le Japon et l’Allemagne, bientôt en France ?

La pile à combustible est une technologie mature. Plus de 50 000 unités sont installées au Japon. Toutefois, une adaptation au marché français est nécessaire. Entre le Japon et la France, des différences importantes existent : la qualité du gaz naturel et la pression de distribution ; les conditions d’installation et d’évacuation des produits de combustion ; la tension et la fréquence du réseau électrique ; l’intégration réglementaire en termes de sécurité et de réglementation thermique.

Par ailleurs, le modèle de pile à combustible Vitovalor installé dans le cadre de cette expérimentation a fait son apparition sur le marché allemand en avril 2014. Elle est commercialisée à un prix de l’ordre de 35 000 euros. Pour Ludovic Thiébaut, « le prix cible à terme pour le marché des particuliers serait de l’ordre de 10 000 à 15 000 euros, de manière à inscrire réellement cet équipement dans les conditions du marché, car descendre sous les 10 000 euros sera difficile et si le prix est supérieur à 15 000 euros la pile à combustible restera un produit de luxe. À ce jour, le prix est autour de 35 000 euros, des travaux sont encore nécessaires pour baisser le coût total ».

M.L.G.

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Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 37

UTILISATIONS ET MARCHÉS

PRODUITS NOUVEAUX Contrôle de la facture énergétique

Qivivo, fournisseur d’économies d’énergie, propose deux solutions pour réguler le chauffage d’un logement : « Qivivo Thermostat Connecté » et « Qivivo Smart Thermostat ».

Adapté à tous types de chaudières, notamment au gaz, le boîtier permet de réduire les factures de chauffage jusqu’à 40 %. La première solution se pilote à distance à tout moment et de n’importe quel lieu grâce à son application disponible sur les supports (Mac, PC, tablette, smartphone). La seconde est un thermostat qui pilote de façon autonome le chauffage sans avoir besoin d’intervention en apprenant et en mémorisant les habitudes de vie dans le logement pour adapter en permanence la température. © Qivivo

Guide pour les maîtres d’ouvrage

L’entreprise Chaffoteaux a publié un nouvel ouvrage : Solutions Chaffoteaux pour l’habitat collectif, pour aider les maîtres d’ouvrage à déterminer les équipements de chauffage et d’eau chaude sanitaire les mieux adaptés à leur projet neuf ou à rénover. Deux approches sont proposées : coût d’investissement et coût global. Dans l’existant, des audits sont présentés dans différentes zones et pour diverses années de construction. Cet outil inclut une synthèse des aides et des subventions disponibles, de la RT 2012 et RT existant, et des directives écoconception et étiquetage énergétique. Il présente également les services et équipements – chaudière gaz à condensation, chaudière gaz basse température, chaudière en cascade, chauffe-bains gaz, etc. – disponibles pour répondre aux différents besoins.

Chaudières pour grands bâtiments

La nouvelle génération de chaudières Weishaupt à condensation gaz au sol WTC-GB couvre une gamme de puissance allant de 90 à 300 kilowatts, qui peuvent être montées en cascade jusqu’à 1 200 kW pour chauffer de grands bâtiments. La grande surface cylindrique du brûleur rayonnant assure un mélange air et gaz homogène et une combustion propre. L’harmonie entre l’échangeur aluminium et la régulation autorise la modulation de la puissance dans un rapport de 1 à 6. Ces chaudières atteignent un rendement de 109,4 % sur PCI ou 98,6 % sur PCS. Elles sont équipées d’un pressostat gaz de série qui permet un redémarrage après coupure du réseau. Sa régulation est équipée d’un système d’autodiagnostic.

© Weishaupt

Chaudière pour appartement

La chaudière Hydromotrix Compact Visio de Frisquet est une chaudière basse température dédiée au remplacement dans les appartements en milieu urbain. Elle est facile à installer grâce à ses raccordements gaz réglables, ses tubes départ et retour chauffage préformés et ses tubes inox EF/EC semi-rigides. L’accès à tous les organes se fait par l’avant, vase compris. Le corps de chauffe en cuivre a un rendement de 95 %, son brûleur Flatfire à bas taux de NOx est de classe 5. La chaudière est équipée de la régulation « Eco radio system Visio ». Il existe une version pour conduit VMC gaz avec bouche motorisée.

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leader français et référence européenne de la certification :

de matériel et appareils à gaz selon des référentiels gérés par CERTIGAZ (Marquage CE, Marques NF et Marques ATG) de système de management (offre commune de Certigaz et d’AFNOR Certification, pour la Certification Coordonnée Système & Produits qui comprend la certification sous marque AFAQ).

CERTIGAZ est l’organisme notifié (n°1312) pour le marquage CE des appareils à gaz en application des directives 2009/142/CE « appareils à gaz » et 92/42/CEE « rendement des chaudières ». Cela représente plus de 1000 certificats CE de type émis ou modifiés et plus de 220 sites de fabrication sous surveillance dont près de la moitié hors de France. Le marquage CE est la preuve de la conformité aux exigences des directives européennes applicables à un produit, il permet la libre circulation du produit au sein de l’Union Européenne.

La directive 2009/142/CE « Appareils à gaz » concerne principalement : •Les appareils de cuisson (domestique et professionnelle), •Les appareils de chauffage (chaudières, tubes radiants, générateurs à air chaud), • Les appareils de production d’eau chaude, •Les appareils de réfrigération, •Les appareils de lavage, •L’éclairage.

CERTIGAZ gère également les marques ATG au nom de l'AFG dans le secteur du gaz : ATG Bras : alliages d'apport/flux destinés au brasage capillaire et au soudobrasage pour les canalisations gaz en acier ou en cuivre ; ATG Sert : raccords à sertir en cuivre ; ATG PLT : kits de tuyaux onduleux pliables en acier inoxydable ; ATG MH : installations de gaz GPL pour résidences mobiles et kits d’alimentation en GPL.

CERTIGAZ est l’organisme mandaté par AFNOR Certification pour assurer la gestion des dossiers ainsi que la surveillance des sites de fabrication des marques NF dans le secteur du gaz : NF GAZ : accessoires de raccordement des appareils à gaz et accessoires pour installations GPL ; NF ROB-GAZ : aux robinets de gaz pour réseaux de distribution situés en amont du compteur et aux robinets pour installations de gaz dans les bâtiments, ainsi qu’aux robinets à papillon pour installations de gros diamètres et aux joints plats d’étanchéité pour installations de gaz ; NF APE : accessoires pour réseaux en polyéthylène de distribution de gaz et d’eau ; NF REG-GAZ : régulateurs de pression de gaz pour réseau de distribution et branchements.

CERTIGAZ SAS est une société par action simplifiée détenue pour moitié par AFNOR Certification et par l’AFG. Certigaz est accréditée par le COFRAC (Comité Français d’Accréditation, portée disponible sur www.cofrac.fr).

Contact : 8 rue de l’Hôtel de Ville 92200 Neuilly Tél : +33(0) 1 80 21 07 40 Fax : +33 (0)1 80 21 07 93 www.certigaz.fr infocertigaz@certigaz.fr

En bref…

CARNET Alain Caracatzanis a été nommé directeur général de Storengy Deutschland GmbH, à compter du 1er janvier 2015.

Dirk Beeuwsaert, administrateur délégué d’Electrabel, a été nommé par Gérard Mestrallet directeur général adjoint en charge de la branche énergie Europe au sein de GDF SUEZ. Isabelle Kocher a été nommée administratrice, directrice générale déléguée en charge des opérations par le conseil d’administration de GDF SUEZ. Depuis le 1er octobre 2011, elle était directrice générale adjointe chargée des finances du groupe. Elle est, par ailleurs, administratrice de Suez Environnement, International Power et AXA. Judith Hartmann a été nommée directrice générale adjointe chargée des finances de GDF SUEZ à compter du 16 mars 2015. Elle rejoint le groupe début février, en tant que chargée de mission auprès de Gérard Mestrallet. Dans l’intervalle, Pierre Chareyre, directeur financier adjoint, continue d’assurer l’intérim du poste de directeur financier du groupe. Judith Hartmann était depuis 2012 directrice financière et membre du comité exécutif du groupe allemand Bertelsmann.

Patrick Pouyanné a été nommé par le conseil d’administration de Total directeur général et président du comité exécutif du groupe. Il était jusqu’à présent directeur général raffinage chimie et membre du comité exécutif.

Thierry Desmarest a été nommé président du conseil d’administration de Total. Il était jusqu’alors administrateur et président d’honneur. Son mandat s’achèvera fin 2015. Les fonctions de président et de directeur général de Total seront alors regroupées.

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CRE : CRÉATION D’UNE DIRECTION DES RÉSEAUX La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a créé une direction des réseaux chargée de l’ensemble des questions relatives aux réseaux et aux infrastructures d’électricité et de gaz. Dirigée par Dominique Jamme, elle est issue de la fusion des directions de l’accès aux réseaux d’électricité (Dare) et des infrastructures et réseaux de gaz (Dirgaz). Comme annoncé dans le communiqué de presse, « cette réorganisation marque la volonté de la CRE de renforcer l’efficacité et la cohérence de son action dans le domaine de la régulation des réseaux, tout en continuant à prendre en compte les différences entre les deux énergies ».

Cette nouvelle direction est structurée autour de cinq département : interconnexions et affaires européennes (DIAE), transport d’électricité (DTE), infrastructures amont gaz (DIAG), distribution (DD) et technique (DT). Les questions liées au transport et aux interconnections sont sous la responsabilité de Domitille Bonnefoi et celles liées à la distribution et aux smart grids sous la responsabilité de Frédéric Gravot.

GAS TARGET MODEL RÉVISÉ L’Agence de coopération des régulateurs nationaux (Acer) a publié le 8 janvier 2015 la révision du modèle cible d’organisation du marché européen pour le gaz, le gas target model, dont la première version date de 2011. Ces dernières années, l’Union européenne s’est dotée d’un paquet 2030 et d’une vision à 2050. Ces évolutions nécessitaient une révision de la vision à long terme du gas target model. Le nouveau modèle répond à trois changements : l’évolution de la demande gazière et l’augmentation du risque concernant l’approvisionnement extérieur, l’anticipation des étapes d’intégration du marché pour augmenter la liquidité des zones ou hubs et l’approfondissement des questions concernant la maturité des marchés. Il s’intéresse également au rôle du gaz en complément des énergies renouvelables et aux nouveaux développements dans la chaîne d’approvisionnement gazière (GNL et GNC).

Des indicateurs sont définis pour réaliser des bilans de performance des mesures prises par les régulateurs. L’Acer fixe une échéance en 2017, puis tous les trois ans, pour une évaluation du fonctionnement des marchés de gros que réalisera chaque régulateur national.

POLITIQUES ET INSTITUTIONS

CALENDRIER DU PROJET DE LOI SUR LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE Au Sénat, les commissions des affaires économiques et du développement durable poursuivent leurs travaux sur le projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte en début d’année 2015. Le dépôt des amendements était possible jusqu’au 16 janvier 2015. L’examen du rapport a eu lieu les 20 et 21 janvier pour la commission du développement durable et les 27, 28 et 29 janvier pour celle des affaires économiques. Puis, le mercredi 11 février 2015, se déroulera l’examen des amendements de séance.

GPL

© Atlantis - Fotolia

Le Sénat.

TROISIÈME PÉRIODE DES CERTIFICATS D’ÉCONOMIE D’ÉNERGIE Les deux derniers textes législatifs qui ont permis à la troisième période du dispositif des certificats d’économie d’énergie (CEE) de démarrer au 1er janvier 2015 ont été publiés au Journal officiel du 31 décembre 2014. Le premier est le décret n°2014-1668 qui fixe les modalités de répartition des obligations d’économie d’énergie pour cette troisième période. Le second est l’arrêté relatif aux bonus pour les CEE déposés par les entreprises certifiées ISO 50001, qui passe d’une multiplication par deux à un bonus de 20 %.

L’objectif d’économie d’énergie fixé pour les trois années à venir est de 700 TWh cumac, soit un doublement de l’ambition de la deuxième période. Il est réparti entre les vendeurs d’énergie sur la base du prix TTC des énergies (à hauteur de 75 %) et des volumes de ventes en kWh (à hauteur de 25 %). En outre, le dispositif sera amélioré pour tenir compte du retour d’expérience de la deuxième période, des conclusions de la concertation et des recommandations de la Cour des comptes.

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POLITIQUES ET INSTITUTIONS

MARCHÉ INTÉRIEUR

Des actions à mener d’ici 2025 « Bridge to 2025 », publié en septembre 2014 par l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie et le Conseil des régulateurs européens de l’énergie, propose une série d’actions pour faire face aux défis à venir d’ici 2025.

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’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (Acer) et le Conseil des régulateurs européens de l’énergie (Ceer) ont publié de concert en septembre 2014 un document intitulé « Bridge to 2025 », fruit d’une vaste consultation publique. Ce document reflète l’ambition des régulateurs pour atteindre les cinq objectifs clés du marché intérieur de l’énergie d’ici 2025, c’est-à-dire la mise en œuvre d’un marché de gros de l’énergie fluide, compétitif et intégré, le renforcement de la sécurité d’approvisionnement de l’Europe et la faculté d’endiguer des phénomènes extérieurs au marché intérieur européen. Il y est également question du passage à une société sobre en carbone avec une augmentation des énergies renouvelables et un approvisionnement en énergie intelligent, flexible et réactif. Le développement d’un marché de détail qui fonctionne et profite aux consommateurs fait aussi partie des objectifs à atteindre, tout comme la mise en route d’un dialogue entre les parties prenantes, d’une coopération et de nouvelles dispositions de gouvernance.

Les propositions avancées « Bridge to 2025 » énonce des recommandations à l’intention des régulateurs nationaux, des États membres, de la

La position d’Eurogas L’association européenne des fournisseurs de gaz Eurogas a participé à la consultation publique qui donné naissance à « Bridge to 2025 ». Plusieurs points qu’elle a soulevés sont présents dans les conclusions qui associent différentes parties prenantes et perspectives réglementaires. Il s’agit en particulier de l’importance de la mise en œuvre du troisième paquet, de la nécessité d’aborder les incertitudes d’une manière souple et pragmatique, de l’approche holistique des marchés de l’énergie et de la nécessité d’une réflexion stratégique à l’égard du potentiel des nouvelles technologies.

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Commission européenne et des différents acteurs du secteur de l’énergie. Les propositions clés énoncées couvrent trois domaines principaux.

Le premier est le renforcement du marché de gros. Les conclusions du document mettent l’accent sur l’achèvement des marchés de l’énergie, à travers l’application totale du troisième paquet. Cela passe notamment la révision du gas target model, qui abordera les incertitudes du marché et proposera des réponses flexibles. Le deuxième domaine est relatif à l’amélioration du marché de détail.

Les propositions concernent l’élaboration d’une feuille de route qui vise à mettre en œuvre d’ici 2025 des marchés de détail compétitifs, fiables et innovants. Elle aborde un éventail de problèmes de conception du marché. Il s’agit par exemple de s’assurer que les nouveaux prestataires de services ne sont pas exclus du marché par les opérateurs historiques. Le troisième domaine a trait aux modalités de gouvernance et aux approches européennes de coopération et de coordination entre les parties prenantes du secteur. « Bridge to 2025 » suggère de les modifier afin de les rendre plus efficaces. Des panels de parties prenantes, y compris les représentants des consommateurs, devraient être constitués pour discuter de l’évolution du marché. L’amélioration de la surveillance réglementaire des réseaux européens des gestionnaires de réseaux de transport (Entso) est également ciblée.

L’Acer et le Ceer ont conçu leur document comme un processus, ce qui va de pair avec une vérification régulière des progrès réalisés par l’intermédiaire d’actions spécifiques.

Certaines d’entre elles, en particulier celles qui ont trait à la gouvernance, seront examinées par la Commission.

M.L.G.

POLITIQUES ET INSTITUTIONS

SÉCURITÉ D’APPROVISIONNEMENT

Test de la résistance du système gazier européen Afin de s’assurer du bon approvisionnement en gaz de l’Union européenne au cours de l’hiver, la Commission européenne a fait effectuer un test du système gazier.

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a coopération entre les États membres est essentielle pour que les livraisons de gaz se poursuivent même en cas d’interruption des approvisionnements russes. C’est une des réponses essentielles du rapport de la Commission européenne sur la résistance à court terme du système gazier publié mi-octobre 2014. Le vice-président de la Commission chargé de l’énergie, Günther H. Oettinger, a déclaré : « Ce rapport montre que nous ne nous cantonnons pas dans l’expectative et que nous mettons tout en œuvre pour être prêts. Nous disposons pour la toute première fois d’un tableau complet des risques et des solutions envisageables. Si nous collaborons, faisons preuve de solidarité et mettons en œuvre les recommandations formulées dans ce rapport, aucun ménage de l’UE ne souffrira du froid cet hiver. » Ce rapport, intitulé « Stress Test », présente les résultats d’un exercice de modélisation sur la résistance du système énergétique de l’UE à une crise potentielle. Il a été mené par trentehuit pays européens, parmi lesquels les États membres de l’UE et les pays voisins. Il analyse deux scénarios de perturbation : un arrêt complet des importations de gaz russe à destination de l’Union européenne pendant six mois et une interruption des importations de gaz russe transitant par l’Ukraine sur une période de un ou six mois. À l’approche de l’hiver, la Commission souhaitait disposer d’une vision claire des zones où se situeraient les pénuries les plus graves et des moyens envisageables d’y remédier.

Les tests montrent qu’une rupture d’approvisionnement prolongée aurait un impact considérable sur l’UE. Les États membres orientaux et les pays de la Communauté de l’énergie seraient les plus touchés. Dans le cas d’une interruption de gaz de six mois, la Finlande, l’Estonie, l’Ancienne République yougoslave de Macédoine (ARYM), la Bosnie-Herzégovine et la Serbie seraient ainsi privées de 60 % de leur gaz. À ce niveau, même les ménages ne pourraient plus se chauffer. Si ces pays collaborent au lieu de mettre en œuvre des mesures purement nationales, les consommateurs privés de gaz seraient moins nombreux.

Quelques recommandations Pour assurer la sécurité d’approvisionnement et le bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie, un certain nombre de recommandations, fondées sur l’analyse des tests de résistance, sont mises en avant par le « Stress Test ». Celui-ci fait au préalable le constat que les pays concernés ont souvent mis en place une gamme de mesures strictement limitées au marché national et ont rapidement mis en œuvre des mesures interventionnistes. La Commission recommande de suivre plutôt une approche fondée sur le marché : libération des stocks stratégiques, passage imposé à d’autres combustibles, réduction de la demande. Dans un marché qui fonctionne, les signaux de prix attireront de nouvelles livraisons de gaz, principalement de GNL, et limiteront la demande. Par ailleurs, la Commission invite les pays à renforcer leur coordination, notamment via la maximisation de la capacité d’interconnexion et la suppression des restrictions transfrontalières au commerce de l’énergie. En outre, la responsabilité devrait être partagée entre les pouvoirs publics et l’industrie à travers la mise en application de la sécurité du règlement de gaz de l’UE. Les changements de comportement à court terme doivent également être promulgués pour renforcer l’efficacité énergétique et une demande plus faible. Le groupe de coordination du gaz de l’UE devrait suivre en permanence l’évolution de l’alimentation en gaz.

Le rapport sur les tests de résistance constitue la première action concrète concernant les mesures de sécurité énergétique à court terme. Il fait suite à l’adoption par la Commission européenne, le 28 mai 2014, de la stratégie européenne en la matière. Les recommandations concrètes formulées dans le rapport accompagneront les mesures prévues en vue d’améliorer la sécurité d’approvisionnement de l’UE : achèvement du marché intérieur de l’énergie, accroissement de l’efficacité énergétique, diversification des sources d’approvisionnement externe et exploitation des sources indigènes (fossiles et non fossiles).

M.L.G.

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En bref…

BONUS ÉCOLOGIQUE POUR LE GPL Le décret n°2014-1672 daté du 30 décembre 2014 et publié le lendemain au Journal officiel institue une aide à l’acquisition et à la location des véhicules peu polluants. Depuis le 1er janvier 2015, les véhicules hybrides, qui combinent l’énergie électrique et le GPL, sont reconnus dans le dispositif en tant que véhicules peu polluants et éligibles au bonus. Dans le cadre de la révision et de la modification du dispositif « bonus écologique » par ce décret du ministère de l’Écologie, du développement durable et de l’énergie, les barèmes de l’aide ont été recentrés sur les véhicules les moins émetteurs de CO2. Dans un communiqué de presse, le Comité français du butane et du propane (CFBP) s’interroge sur le « retour progressif vers un vrai bonus écologique » et précise que dans ce nouveau dispositif le bonus est trop limité aux hybrides et aux émissions de CO2. Il ajoute que « le décret exclut par ailleurs les véhicules homologués comme étant des véhicules hybrides mais qui présentent en réalité de très faibles niveaux d’hybridation ». Selon Joël Pedessac, directeur général du CFBP, « ce décret réintègre le GPL, c’est un premier pas que nous saluons, mais il est important de soutenir davantage les carburants alternatifs pour créer un véritable effet de levier en faveur de ceux-ci. Le soutien des pouvoirs publics est essentiel au développement du GPL […] ».

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LE GPL À POLLUTEC Début décembre 2014, la filière GPL était présente au salon Pollutec organisé à Lyon. À cette occasion, l’industriel Borel a présenté son nouveau véhicule tri-benne, Gladiator, équipé d’un moteur bicarburation essence-GPL. Il est doté d’un réservoir GPL de 55 litres situé sous la caisse et fixé sur un châssis tubulaire, lui-même fixé sur le châssis principal. Ce type de montage permet la modularité du véhicule et autorise le passage de la version plateau fixe à la version benne. L’autonomie GPL du véhicule atteint 450 à 550 km. Peu encombrant, aux nuisances sonores et olfactives quasiment inexistantes, le véhicule facilite le travail des agents et permet un accès aux passages étroits des centres-villes.

BUTANE ET PROPANE

BAROMÈTRE DU GPL DE DÉCEMBRE 2014 Moyenne de décembre 2014 1,60 €

LE CARBURANT LE MOINS CHER À LA POMPE :

0,83

€

/ LITRE

1,40 €

1,32

GPL 1,20 €

1,14

SP 95 Gazole

1,00 € 0,80 €

0,83

GPL

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

© CFBP

UN SERVICE DE PROXIMITÉ Totalgaz a lancé gazissimo.fr, un site d’achat en ligne et de livraison express à domicile de bouteilles de gaz. « Le projet Gazissimo a mobilisé pendant plus de 18 mois les équipes de Totalgaz et tandis que nous lançons le projet, nous attendons entre 28 000 et 30 000 commandes en ligne au cours de l’année 2015 », explique Yann Mante, chef du marché conditionné chez Totalgaz. Le site propose une gamme complète de bouteilles de gaz allant de 6 à 13 kg, pour tous les usages. Via ce service de proximité, les clients sont livrés à domicile du lundi au samedi matin. La livraison peut se faire le jour même si la commande est passée avant 11 heures. En outre, le livreur peut récupérer la bouteille vide Totalgaz. Pour relever ce défi, Totalgaz s’est associée à l’entreprise de transport Geodis Calberson via son réseau France Express.

Avec ses nombreuses agences, l’ensemble du territoire français sera à terme couvert.

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Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 45

BUTANE ET PROPANE

COLLECTIVITÉS LOCALES

Crescendo : une offre dédiée et globale Économies, maîtrise budgétaire et performance énergétique sont les trois bénéfices assurés aux collectivités locales par Primagaz dans sa nouvelle offre, Crescendo.

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in 2014, Primagaz a lancé une nouvelle offre pour aider les collectivités locales dans leurs choix énergétiques.

Cette offre présente la particularité d’aborder et de traiter les besoins des collectivités locales dans leur globalité. Ces dernières partaient du constat que de cette façon elles pouvaient mieux piloter leur budget et leurs dépenses en énergie. Cette offre, Primagaz a décidé de la proposer à 17 000 communes situées loin des réseaux de gaz naturel et à des communautés de communes, alors que ces collectivités deviennent de plus en plus actrices de leur propre consommation et sont soucieuses d’une bonne gestion budgétaire.

Pour Gilbert Lieurey, responsable marché des collectivités chez Primagaz, avec Crescendo « la révolution énergétique en collectivités locales » est en marche.

Quels sont les avantages de cette offre ?

L’offre est globale, elle mutualise l’ensemble des dépenses énergétiques d’une commune, même celles qui proviennent de leur parc immobilier, car elles sont bien souvent propriétaires de logements destinés à des particuliers. Les conseillers de Primagaz regarderont tous les points de consommation existant sur le territoire concerné. Plus la volumétrie sera importante plus les prix proposés seront intéressants.

Autre avantage : Primagaz s’engage à proposer des prix plafonnés qui subiront une fluctuation de plus ou moins 5 % deux fois par an. Cette mesure a pour objectif de permettre aux collectivités d’avoir une visibilité budgétaire et de se prémunir face à toute variation de prix importante qui ne serait pas provisionnée, comme cela a pu être le cas avec l’augmentation des prix du pétrole ces dernières années.

Les conseillers de Primagaz assurent ensuite le suivi des contrats notamment par le biais d’un service téléphonique, afin que notamment l’approvisionnement soit garanti. En outre, des systèmes de comptage performant sont proposés, comme un comptage pour le résidentiel collectif qui produit des données individuelles.

Comment l’offre est-elle accueillie ?

L’offre est sur le marché depuis quelques mois et 62 communes ont déjà souscrit à cette démarche. Deux communautés de communes ont également choisi Crescendo. En tout, une centaine de communes devraient avoir contracté Primagaz d’ici la fin 2014. Les actions sont principalement déclenchées du fait de la vétusté des équipements, ce qui permet aux collectivités ensuite de faire le lien avec des démarches d’efficacité énergétique sur leurs sites. L’obligation d’afficher un diagnostic de performance énergétique pour les établissements recevant du public (ERP) conduit également les collectivités à redéployer leur approvisionnement énergétique vers des énergies moins émettrices de CO2, comme le propane. Selon les responsables de Primagaz en charge de l’offre, cette approche a également pour vertu de sensibiliser les particuliers à la question de l’efficacité énergétique.

Madeleine Lafon

© Primagaz

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BUTANE ET PROPANE

TRANSPORT MARITIME

La révolution du schiste américain souffle sur la flotte de navires GPL La production croissante d’huile et de gaz de schiste nord-américain change la donne, non seulement pour les navires alimentés au gaz naturel liquéfié mais aussi pour tous les transporteurs de gaz de pétrole liquéfié et de gaz chimique, quels que soient leur type et leur taille.

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es armateurs susceptibles de bénéficier de la révolution du gaz de schiste des États-Unis ne se limitent pas à ceux du secteur du GNL. Parce que le gaz et l’huile de schiste sont riches en liquides de gaz naturel et parce que les volumes de production augmentent rapidement, les exportations américaines des principaux constituants des GNL que sont le propane et l’éthane sont amenées à augmenter.

Ces produits fournissent aux industriels pétrochimiques américains des matières premières bon marché et stimulent leur compétitivité sur le marché mondial. Il y a actuellement onze grands projets en cours aux ÉtatsUnis pour que soient agrandies les usines chimiques existantes ou pour que de nouvelles fonctionnant avec l’éthane comme matière première soient construites. Ces développements, à leur tour, soutiendront les exportations chimiques américaines renaissantes, y compris celles des gaz chimiques tels que l’éthylène. Par conséquent, le développement du schiste américain va se répercuter dans tous les secteurs du transport maritime de gaz, et pas seulement dans celui du GNL. Les transporteurs de GPL ont déjà augmenté leurs bénéfices. Alors que les premières exportations américaines de GNL provenant du gaz de schiste ne doivent pas circuler avant fin 2015, les chargements de GPL pour les consommateurs étrangers sont déjà à la hausse.

Après une décennie au cours de laquelle les importations de GPL ont pesé plus lourd que les exportations, les ÉtatsUnis sont devenus à nouveau exportateurs net de GPL en 2011 et les expéditions maritimes doivent croître fortement dans les années à venir. Les États-Unis ont exporté 9 millions tonnes de GPL en 2013, plus que le niveau enregistré en 2011.

Le propane représente 90 % de ces exportations et le butane 10 %. Avec le prix du propane de Houston estimé aujourd’hui à environ 60 % de celui du Japon et le marché américain du propane actuellement excédentaire, il n’est pas difficile d’apprécier l’intérêt du marché international pour le produit américain. Les exportations américaines sont à l’origine de la demande pour de nouveaux très grands navires capables de transporter du gaz (les VLGC) et soutiennent les bons taux de fret commandés par les navires de la flotte existante. D’un volume compris entre 75 000 à 85 000 m3, ces bateaux sont les plus grands navires de GPL à flot et des bêtes de somme de l’industrie du transport de gaz quand il s’agit de transporter de grandes quantités de propane et de butane sur de longues distances. La flotte actuelle, composée de 156 navires, transporte du GPL en cargaison entièrement réfrigérée. Le carnet de commandes de VLGC compte à ce jour 82 navires de ce genre.

Environ 90 % des cargaisons d’exportation de GPL des États-Unis sont expédiés à partir de terminaux de la Côte du Golfe (côte des États qui encadrent le golfe du Mexique). Ces terminaux sont agrandis et de nouvelles installations sont en cours de construction pour faire face aux volumes croissants d’exportation. Les projets d’expansion de terminaux sont rendus possibles par les exportations de GPL des États-Unis qui atteignent 13,5 millions de tonnes en 2014 et devraient s’élever à 21 millions de tonnes en 2017. À l’heure actuelle, la plupart des exportations américaines sont expédiées en Amérique latine et en Europe.

Cependant, étant donné le prix relativement faible du GPL des États-Unis et la hausse de la demande locale, il est peu surprenant que les acheteurs asiatiques soient

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de plus en plus intéressés par le chargement des cargaisons de VLGC sur la Côte du Golfe. L’ouverture en 2015 du canal de Panama élargi aidera à réduire les frais de port associés à ces livraisons de longue distance. Les transits de VLGC par le canal sont à ce jour limités. Seuls les plus petits navires, soit à peu près 20 % de la flotte, peuvent transiter par le canal tel qu’il est. La voie navigable élargie sera en mesure d’accueillir l’ensemble de la flotte de VLGC. Les producteurs chinois de matières plastiques font la queue pour devenir les principaux acheteurs du GPL américain. La Chine connaît une pénurie de propylène en raison de son utilisation croissante dans la fabrication de plastiques de haute qualité des biens de consommation.

La construction d’usines de propylène déshydrogénation (PDH) en Chine, qui utiliseront le propane américain comme matière première, a été identifiée comme la solution optimale. Les entreprises chinoises ont des projets pour neuf de ces usines et on estime que le pays aura besoin de 6 millions de tonnes par an de propane en tant que matière première provenant de fournisseurs américains d’ici 2017. Lorsque toutes les usines seront terminées en 2016, la Chine comptera pour 40 % de la capacité mondiale de PDH. Bien que la région du Moyen-Orient reste la première exportatrice de GPL, l’augmentation des volumes de sa production de gaz est utilisée pour sa propre production pétrochimique en expansion. La hausse des exportations GPL des États-Unis contribue à compenser la baisse des expéditions du Moyen-Orient et à pallier toute perturbation potentielle du marché. Elle génère également plus de tonnes-kilomètres dans la livraison de cargaisons aux clients et par conséquent maintient en activité les grands navires.

Les bons taux de fret des VLGC vont se maintenir au cours des deux prochaines années, tout au moins, grâce à la livraison de navires neufs en même temps que du fait de l’augmentation constante de la demande des industriels.

En effet, en supposant que les navires ont une durée de vie moyenne de vingt-huit ans, certains seront mis horsservice et recyclés au cours des trois prochaines années.

Un autre type de flotte de transporteurs de gaz pour lesquels la demande devrait rester forte est le semi-pressurisé/pleinement réfrigéré (« semi-ref »). Leur haute spécification technique leur donne la capacité de transporter un large éventail de cargaisons et de basculer entre chaque type en fonction des fluctuations du marché. Jusqu’à peu, ces navires capables de transporter l’éthylène à son point d’ébullition de - 104 °C représentaient le maximum de ce qui était possible. Cent-quarante de ces transporteurs de gaz sont actuellement en service. Au cours des dernières années, cependant, des navires dits « multi-gaz » pouvant transporter le GNL ainsi que l’éthylène et le GPL ont été développés. La flexibilité de leurs systèmes leur permet de varier selon la demande du marché entre la distribution côtière de GNL et les droits du commerce internatio-

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nal d’éthylène. L’avenir des navires « multi-gaz » semble assuré, en raison de l’expansion actuelle de l’industrie mondiale de GNL et de la fin de la chaîne d’approvisionnement en GNL à petite échelle. La distribution régionale de GNL est prête pour une croissance rapide dans les années à venir. L’utilisation croissante de GNL comme carburant marin et la nécessité de fournir des stations d’avitaillement locales sont des facteurs clés. Le désir des clients situés dans des endroits éloignés de remplacer leurs carburants pétroliers coûteux par le gaz naturel à combustion propre dont les prix sont plus compétitifs en est un autre.

Les transporteurs de GPL compris entre 12 000 et 23 000 m3 sont identifiés comme la flotte « handysize ». On en compte 135 en service et 35 en commande. Bien que cette flotte inclue certains navires pleinement réfrigérés, la grande majorité comprend des navires « semi-ref ». De plus, la plupart des transporteurs de gaz dans le segment de petit tonnage « semi-ref » sont adaptés à l’éthylène.

Certains des nouveaux navires seront consacrés au transport d’éthane lui-même.

L’éthylène est un élément de base de la pétrochimie et le volume transporté par mer représente seulement 5 % de la production mondiale. Il demeure néanmoins un fret important pour les transporteurs de gaz et une augmentation, même limitée, de la production d’éthylène dans le monde entier, comme cela se passe continuellement pour le moment, peut avoir un impact significatif sur la demande de navires « semi-ref ». Des déséquilibres régionaux de production affectent l’exigence pour les envois longs courriers d’éthylène. À titre d’exemple : la Chine qui, jusqu’à récemment, produisait seulement 50 % de ses besoins en éthylène. Bien que la construction de nouvelles usines de produits chimiques tende à la rendre auto-suffisante, l’économie robuste de la Chine continue de croître à un rythme tel que ce pays est susceptible de rester un important importateur d’éthylène pendant un certain temps.

Le segment des petits navires de la flotte de GPL comprend 350 navires entièrement sous-pressurisés et 220 navires « semi-ref ». Au cours des dernières années, les petits navires de gaz n’ont pas bénéficié d’un marché de fret aussi soutenu que les VLGC et les transporteurs d’éthylène « handysize », principalement en raison des effets de la récession économique mondiale, mais les métiers ont toujours été lucratifs. Le carnet de commandes relativement restreint – seulement 30 petits transporteurs de gaz – est de bon augure pour que se poursuive un bon équilibre entre l’offre et la demande de navires.

Le segment des petits navires devrait également voir la demande se renforcer dans les années à venir, en raison des retombées du développement du gaz de schiste américain. Un pourcentage élevé des nouvelles livraisons de GPL et gaz chimiques dans de grands navires sera requis sur les routes internationales avant une distribution des clients locaux et régionaux quand ils arrivent à leur principal port de déchargement.

BUTANE ET PROPANE

© DR

Depuis la révolution des gaz non conventionnels américains, les carnets de commandes des navires transporteurs de gaz se remplissent.

Aujourd’hui, investir dans les navires de GPL a plus de sens que cela a été le cas pendant de nombreuses années. Les décisions de construire de nouveaux terminaux et des navires ont été encouragées par les bons flux financiers, la forte demande et la promesse de l’augmentation des volumes de fret pour plusieurs années à venir.

Le soutien de tous ces développements est une répercussion de la révolution du schiste américain.

Rédigé à partir d’une traduction de l’article « US shale revolution sweeps up LPG carrier fleet », publié dans LNG Shipping at 50

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En bref…

L’ORGANISATION DU CNPG ÉVOLUE Le conseil d’administration du Centre national d’expertise des professionnels de l’énergie du gaz (CNPG) a nommé début décembre 2014 comme président Philippe Schönberg et comme vice-président Pierre Picard. Alain Mille devient président d’honneur du CNPG.

EGATEC 2015 SE PRÉPARE La troisième conférence européenne de la technologie du gaz, Egatec 2015, organisée par l’association technique européenne de l’industrie du gaz naturel Marcogaz, et le groupe européen de recherches gazières Gerg, aura lieu à Vienne en Autriche les 25 et 26 novembre 2015. Des intervenants issus de l’industrie européenne du gaz, des universités ou encore des entreprises, échangeront sur les défis majeurs et les GPL questions liées au marché européen du gaz. En parallèle de la conférence aura lieu une exposition de produits et de services innovants dans le domaine de la technologie du gaz. L’inscription à la conférence ouvre en février 2015.

STATISTIQUES EUROPÉENNES DU SECTEUR GAZIER L’association européenne des fournisseurs de gaz Eurogas a publié l’édition 2014 de son rapport statistique. Ce dernier présente les chiffres de la consommation d’énergie primaire (2013), de la consommation d’énergie finale (2012), des distributions domestiques de gaz naturel (2013), de l’approvisionnement (2013), des importations de GNL (2013), des installations de stockage (2013), de l’industrie gazière (2013), ainsi que des réserves de gaz naturel (2013). Le document présente également les perspectives pour 2014 et la carte du réseau européen des infrastructures gazières cette même année.

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AFFAIRES PUBLIQUES Lors du dernier trimestre de l’année 2014, l’AFG a répondu à plusieurs consultations publiques de la Commission de régulation de l’énergie. En novembre, elle a répondu à deux d’entre elles : l’une relative à la mise à jour des tarifs ATRT5 au 1er avril 2015 et l’autre aux tarifs d’utilisation des terminaux méthaniers au 1er avril 2015.

En décembre, l’AFG a répondu à la consultation qui portait sur les plans décennaux de développement de GRTgaz et de TIGF.

UN NOUVEAU SECRÉTAIRE GÉNÉRAL À L’UIG Pål Rasmussen, président de l’Association norvégienne du gaz de 2009 à 2014 et secrétaire général adjoint de l’Union internationale du gaz (UIG) l’année dernière, a remplacé Torstein Indrebø dans sa fonction de secrétaire général de l’UIG début décembre 2014.

Après sept années de service à l’organisation gazière, Pål Rasmussen s’est retiré et a reçu le titre honoraire de secrétaire général pour sa contribution au renforcement du rôle mondial de l’UIG.

© UIG

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VIE DE L’AFG ET DE L’UIG

CONVENTION DE L’AFG

La croissance verte : une opportunité pour le gaz !

Près de deux cents personnes se sont rendues à la convention « La croissance verte : une opportunité pour le gaz ! » organisée par l’AFG le mercredi 29 octobre 2014. Le texte du projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte ouvre la voie à de nombreuses opportunités pour le gaz et ses filières, aussi bien traditionnelles que nouvelles. L’énergie gaz est prête pour relever le défi de la croissance verte. En France, dans ses usages traditionnels, le gaz permet d’ores et déjà - et continuera de permettre - d’atteindre des niveaux élevés de performance énergétique. Par ailleurs, les projets de production de biométhane se multiplient. Le gaz et ses réseaux permettront, demain, de valoriser l’excédent de production électrique d’origine renouvelable et l’usage du gaz comme carburant constitue un vecteur formidable vers la transition énergétique.

Lors de cet après-midi de débats, les intervenants ont présenté les nouveaux usages du gaz et les perspectives à venir.

En octobre 2014, la convention de l’AFG a rassemblé 200 acteurs de l’industrie gazière sur le thème de la croissance verte. © Gaël Kazaz

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VIE DE L’AFG ET DE L’UIG

OUVERTURE

Jérôme Ferrier, président de l’Association française du gaz et de l’Union internationale du gaz

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’énergie n’aura jamais été aussi présente dans le débat public que lors de ces derniers mois. Le Parlement débat actuellement autour du projet de loi relatif à la transition énergétique pour une croissance verte. L’AFG a été présente tout au long du débat national, elle l’est encore aujourd’hui et le sera demain auprès des parlementaires pour défendre le gaz. Nous avons quelques motifs de satisfaction dans ce projet de loi. D’abord, il met l’accent sur la rénovation énergétique des bâtiments. C’est une avancée pour l’AFG et pour les gaziers. C’est en tout cas comme cela que nous le ressentons. Les moyens annoncés pour le fonds chaleur, la méthanisation ou encore le soutien au gaz naturel liquéfié dans les ports sont aussi des motifs de satisfaction.

Mais nous avons des regrets. Le gaz est le grand absent de ce projet de loi. Il a été beaucoup question du nucléaire, de l’électricité et des énergies renouvelables (EnR), mais très peu du gaz. Or, le succès d’une transition énergétique réside en ce qu’elle touche toutes les énergies. Je voudrais rappeler devant vous que l’électricité ne représente que 20 % de la consommation énergétique finale en France. À ce titre, le gaz aurait mérité une attention au moins égale, sinon plus particulière, lors de l’élaboration de ce projet de loi. Dans le domaine des transports, nous sommes inquiets. Une nouvelle définition des véhicules propres était portée par le gouvernement en commission spéciale. Elle devait s’appliquer aux véhicules légers et lourds, et inclure le gaz. Elle a finalement été revue et repoussée à la rédaction d’un décret. Cette incertitude est source d’inquiétude. La première table ronde sera d’ailleurs consacrée à ce sujet. Autre regret, le maintien d’un objectif uniforme de diminution de 30 % d’ici à 2030 de la consommation d’énergies fossiles en France. Nous nous étions battus pour que l’on différencie le gaz des autres sources d’énergie fossile, pour que le gaz ne soit pas traité comme le charbon. Nous sommes parvenus à obtenir l’inscription de cet objectif (- 30 %) en énergie primaire qui n’est pas une fin en soi. C’était la seule manière de prendre en compte les différentes chaînes énergétiques avec efficacité.

Mais l’objectif s’applique encore aujourd’hui de façon homogène à l’ensemble des énergies fossiles. Or, si toutes les sources d’énergie fossile rejettent du CO2 dans l’atmosphère, les quantités émises diffèrent substantiellement en fonction de l’énergie en question. Qui pourrait aujourd’hui considérer le charbon et le gaz comme deux énergies fossiles identiques ? Je voudrais rappeler qu’en 2013, la consommation de charbon pour la génération électrique en France, si elle est

© Gaël Kazaz

modeste, a été supérieure à celle du gaz et a été assise en partie sur des importations de charbon américain. Il est tout de même assez dommageable de constater cette situation.

Le gaz a évidemment toute sa place dans la transition énergétique, mais c’est aussi une énergie d’avenir. Nous aurons besoin durablement d’énergies fossiles et il n’y aura pas de développement d’énergies renouvelables s’il n’y a pas en contrepartie des énergies fossiles qui permettent d’assurer l’intermittence lorsqu’il n’y a ni soleil, ni vent. Il existe un potentiel important de ressources en gaz conventionnel qui restent à développer et qui représenteraient environ cent vingt années de consommation, des solutions performantes qui contribuent à l’efficacité énergétique et à la protection de l’environnement. C’est cela aussi une énergie d’avenir. La seconde table ronde sera précisément consacrée au gaz et ses filières au service de la transition énergétique.

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VIE DE L’AFG ET DE L’UIG

TABLE RONDE 1

La contribution du gaz à la mobilité durable Ont participé à cette table ronde : Alexandre Bouchon, project manager, Gazprom M&T ; Clément Chandon, directeur marketing et produit, Iveco ; Jean-Claude Girot, président de l’Association française du gaz naturel pour véhicules (AFGNV) ; Philippe Maler, inspecteur général mission GNL au ministère de l’Écologie, du développement durable et de l’énergie (MEDDE) ; Grégoire Super, maire de Locminé (Morbihan).

La table ronde était animée par Joël Pedessac, directeur général du Comité français du butane et du propane (CFBP).

Réduction des émissions polluantes La nouvelle réglementation maritime représente un changement radical dans la mesure où le fuel classique ne peut plus être utilisé que sur ceux des navires qui peuvent être équipés d’un système d’épurateur (scrubber). Les autres solutions s’offrant aux armateurs consistent à adopter comme carburant soit le gasoil, dont le coût est beaucoup plus élevé que celui du fuel, soit le GNL. Les objectifs climat-énergie de l’Union européenne L’Union européenne s’est fixé des objectifs volontaristes en matière de climat et d’énergie. Le Conseil européen vient d’approuver un objectif de réduction de 40 % des émissions des gaz à effet de serre par rapport au niveau de 1990. Le Conseil européen a spécifié que les émissions du transport maritime étaient intégrées dans cet objectif.

© Gaël Kazaz

La mission de coordination sur l’emploi du GNL par les transports Philippe Maler, MEDDE Présentation de la mission La mission de coordination sur l’emploi du GNL trouve son origine dans une réglementation environnementale internationale et communautaire qui impose au transport maritime une réduction drastique de la teneur en soufre des carburants à l’horizon 2015. La mission a vocation à coordonner les actions ministérielles liées à la mise en place d’une offre de GNL carburant marin. Instituée début 2012 par le ministre des Transports, elle a été en 2013 reconduite pour deux ans et son mandat étendu aux transports routier et fluvial.

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La directive sur les infrastructures pour des carburants de substitution Cette directive publiée le 28 octobre couvre non seulement le gaz naturel (gaz naturel liquéfié et carburant), mais aussi l’électricité et l’hydrogène. Elle prévoit l’établissement d’un cadre commun pour le déploiement des infrastructures. Elle contraint également chaque État membre à adopter, sous deux ans, un cadre d’action national. À cet égard, il est essentiel que la profession du gaz s’organise pour être en mesure de donner une réponse articulée, en vue de l’établissement de ce cadre d’action national.

Les avantages du GNL Le GNL présente des avantages environnementaux indéniables. De ce point de vue, il permet de répondre aux objectifs fixés par les politiques de l’Union européenne en matière d’émission de polluants et de gaz à effet de serre. De plus, il présente des avantages économiques puisque le prix du GNL est inférieur à celui du gazole. Cela étant, le développement du GNL est synonyme de lourds investissements, aussi bien pour les fournisseurs (installations fixes ou mobiles de soutage) que pour les utilisateurs (construction de nouveaux navires et/ou refit GNL de navires existants).

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Les constats Quels constats peut-on dresser aujourd’hui ? Premièrement, les transports maritimes sont engagés dans une mutation énergétique d’une vingtaine d’années. Deuxièmement, les investisseurs peuvent accéder à plusieurs sources possibles de financements européens. Troisièmement, les projets pilotes sont indispensables pour lancer le développement des infrastructures, des services et de la filière GNL. Quatrièmement, ces projets pilotes ne doivent pas se focaliser uniquement sur le transport maritime, mais doivent aussi prendre en compte le transport terrestre et l’intermodalité.

Le développement du GNL En France, depuis un an et demi, le marché de détail du GNL s’est progressivement mis en place. Ainsi, quatorze autorisations de GNL porté ont été délivrées depuis février 2013. La mission travaille actuellement avec les acteurs économiques sur des problèmes concrets (règlementations et financements en particulier) des infrastructures et des dispositifs mobiles de stockage et d’approvisionnement. Son objectif est de faire en sorte que, dans les ports maritimes, des acteurs économiques développent des projets de soutage adaptés à leur clientèle actuelle et potentielle. La mission a également le souci d’associer les industriels de l’équipement à cette réflexion.

© Gaël Kazaz

Les intervenants de la première table ronde.

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gazole. En outre, sur la durée et à iso-fiscalité, sa rentabilité économique est plus grande par rapport au gazole, même si le coût du véhicule à l’achat est plus élevé. L’usage carburant du GNL pour le transport routier est absolument déterminant car il procure davantage d’autonomie. Pour information, le GNC offre environ 400 kilomètres d’autonomie alors que le GNL peut atteindre jusqu’à 1 400 kilomètres d’autonomie.

Ce carburant présente naturellement un grand intérêt pour le transport routier longue distance. Nous défendons également auprès des politiques la méthanisation, c’est-à-dire la valorisation en carburant du biogaz produit à partir des déchets fermentescibles (déchets ménagers, agricoles, boues de station d’épuration, etc.).

© Gaël Kazaz

Gaz naturel et biométhane carburant : un carburant d’avenir pour réussir la transition énergétique dans les transports Jean-Claude Girot, AFGNV Le développement du GNV Le GNV connaît dans le monde un fort développement puisque le nombre de véhicules fonctionnant au GNV a augmenté de 18 % par an dans le monde entre 2000 et 2010 et de près de 25 % en 2011 et 2012. Dans ce contexte, l’offre des constructeurs européens s’est étoffée rapidement.

Cependant, le marché français reste en retrait. Le pays compte peu d’infrastructures de distribution de carburant et le développement du GNV s’est accompli principalement sur le segment des bus et des bennes à ordures ménagères.

Pourtant, les menaces écologiques et économiques contraignent la mobilité terrestre. Nous sommes tous disposés à lutter contre la pollution, mais des réticences se font jour dès que des contraintes financières apparaissent. Ainsi, le transport routier est prêt à adopter des véhicules à carburant alternatif, mais il est déjà très éprouvé par la baisse de l’activité économique et l’introduction de nouvelles taxes.

Un levier de développement puissant Les transporteurs routiers sont néanmoins réceptifs aux arguments du GNL. En effet, ce dernier se positionne bien au-delà des exigences de la norme « Euro VI » en termes d’émission de polluants. Il est moins émetteur de CO2 que l’essence et le

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Propositions pour réussir la transition énergétique dans le transport Dans le cadre de la loi sur la transition énergétique, l’AFGNV a émis des propositions, qui n’ont malheureusement pas toutes été retenues. Elle a d’abord suggéré de s’appuyer sur la directive européenne sur les carburants de substitution pour organiser un maillage optimal des stations de distribution GNC et GNL en France. Elle a demandé que soient accordés aux véhicules GNV et bioGNV le statut de véhicules écologiques et les avantages correspondants tels ceux consentis aux véhicules électriques. Elle a souhaité par ailleurs que soit contenue la fiscalité sur le GNV sur une période suffisante pour accompagner le développement de ce carburant vertueux. En effet, elle a plaidé pour la mise en place d’un fonds de modernisation de la flotte de poids lourds et demandé que soit entériné l’éligibilité des véhicules GNV et bioGNV à ce fonds, sur la base d’un label de type « Euro VI + ».

Perspectives Les perspectives du GNL restent bonnes. Selon une estimation de l’AFGNV, à l’horizon 2035, entre 10 % et 20 % des véhicules terrestres rouleront au méthane sous ses formes naturelles, renouvelable et de synthèse en France. Selon le scénario de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe), à l’horizon 2050, le gaz fournira 45 % de l’énergie consommée dans les transports en France, dont une bonne partie issue du biogaz.

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Quelles perspectives de développement pour le gaz naturel dans les transports ?

Alexandre Bouchon, Gazprom M&T Le gaz naturel utilisé comme carburant présente un potentiel significatif. Le gaz est la plus propre des énergies fossiles et cet avantage est en effet particulièrement vrai dans le secteur des transports.

Les atouts du GNV pour les transitions énergétiques Quand on évoque les énergies moins polluantes, on se focalise souvent sur les émissions de gaz à effet de serre des véhicules mais, si l’on veut être pragmatique, il faut examiner les émissions du puits à la roue pour chaque type de carburant. Une étude de l’Agence de l’énergie allemande établit précisément un comparatif en termes de réduction d’émissions par rapport à un véhicule à essence. Elle montre que le gaz naturel affiche un différentiel de – 24 % alors que le gaz naturel combiné à du biogaz (à raison de 20 %) permet une réduction de l’ordre de – 40 %. En comparaison avec le diesel, le GNV émet 20 % de moins de CO2 et près de 50 % de moins d’oxyde d’azote (NOx). Quant à l’émission de particules, elle est inférieure de l’ordre de 70 %. Au-delà de ces avantages écologiques, le gaz naturel véhicule présente un avantage économique : il est 30 % moins cher que le diesel en France. De plus, il est silencieux (deux à trois fois moins d’émissions sonores qu’un véhicule diesel) et au moins aussi sûr que les autres véhicules. Au-delà d’être un carburant efficace et performant, le gaz naturel est abondant. En effet, si l’on additionne les réserves de gaz conventionnel et non conventionnel, celles-ci sont estimées par l’Agence internationale de l’énergie à environ deux cent cinquante ans.

Les perspectives de développement Actuellement, on recense dans le monde un peu moins de 20 millions de véhicules GNV, ce qui représente une consommation d’un peu plus de 30 BCM de gaz chaque année. En Europe, l’Italie est un modèle de réussite puisqu’elle affiche un parc de près 830 000 véhicules GNV. La Suède est également en avance dans ce domaine. En revanche, les autres pays restent en retrait, à l’exception de l’Allemagne qui compte un réseau de stations très développé. En France, la marge de développement est très importante. En effet, moins de 0,1 % des véhicules du parc actuel fonctionnent au gaz naturel. Aujourd’hui, avec l’émergence du gaz naturel liquéfié, qui est la solution la plus viable pour le transport lourd, et le débat sur la transition énergétique, le gaz naturel peut trouver sa place parmi les alternatives au diesel.

Les projets de Gazprom Gazprom a approuvé à la fin 2013 un plan de développement en Europe du gaz naturel véhicule. Aujourd’hui, toutes les

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filiales en Europe sont en ordre de marche pour développer cette activité. Nos projections tablent sur une demande totale en Europe en 2030 supérieure à plus de 32 milliards de mètres cubes, dont 10 pour le bunkering (approvisionnement des navires en combustibles). Gazprom mène actuellement de nombreux projets, notamment au travers de la filiale Gazprom Germania qui est le troisième opérateur en Allemagne avec un réseau de vingt-trois stations. Gazprom Germania a notamment lancé les premières stations de GNL avec le constructeur de bus Solbus. Enfin, Gazprom sponsorise le « Blue Corridor Rally », une manifestation qui vise chaque année à promouvoir dans différentes capitales européennes l’utilisation du gaz naturel en tant que carburant.

Iveco et les véhicules lourds à moteur à gaz Clément Chandon, Iveco Une offre large de véhicules au gaz Le transport est un des domaines économiques où agit une concurrence des plus farouches. Les transporteurs routiers sont injustement montrés du doigt, alors que leurs camions sont bien plus propres que les automobiles. Aujourd’hui, on leur demande de rouler encore plus propre, de participer à la transition énergétique, de payer encore davantage de taxes alors que leurs revenus ne font que baisser. Dans ce contexte, on ne peut néanmoins qu’être optimiste. En effet, la technologie gaz est le seul vecteur qui permettra aux transporteurs lourds d’utiliser des véhicules plus propres et plus silencieux pour un coût qui ne sera pas plus élevé.

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VIE DE L’AFG ET DE L’UIG

stations mais ont démarré il y a quinze ans. Le développement du GNL en Europe est donc rapide. En 2013, Iveco a vendu plus de 2 000 véhicules au gaz comprimé ou au gaz liquéfié, ce qui représente une hausse des ventes de 43 %. À ce jour, 214 véhicules GNL sont en circulation et 70 en portefeuille de commande. Les raisons de ce succès du véhicule GNL ont déjà été soulignées : il est le seul véhicule qui apporte une réponse globale puisqu’il est à la fois propre, silencieux, polyvalent, fiable et rentable. Le GNV présente un potentiel intéressant, mais il a aussi ses limites. En effet, la construction d’une station nécessite un investissement important et suppose donc d’atteindre un certain seuil critique en termes de volumes. En d’autres termes, le transporteur doit disposer d’une flotte de poids lourds qui roulent beaucoup afin de rentabiliser son investissement.

Le pôle d’énergies renouvelables de Locminé Grégoire Super, maire de Locminé

© Gaël Kazaz

Avant les années 1930, tous les camions utilisaient de l’essence. Si le diesel s’est imposé, c’est pour une seule raison : il était moins cher. Le gaz s’imposera donc exactement pour la même raison. Iveco est le constructeur qui possède en France la part de marché la plus élevée sur le segment des véhicules à moteur à gaz. En 2014, le groupe devrait enregistrer une hausse de 115 % de ses immatriculations de poids lourds GNV. Cette forte progression est liée notamment au choix de la Ville de Paris d’abandonner le diesel pour ses besoins propres. Mais les perspectives de développement dans les autres segments restent très bonnes pour les années à venir. Le poids lourd 44 tonnes au gaz naturel constitue une alternative durable. Ce produit a connu une assez longue gestation puisque le projet date de 2009. L’année 2014 a été marquée par deux avancées, la première étant l’arrivée de la version « Euro VI » et la seconde étant l’avènement du modèle disposant d’un réservoir de GNL conforme au nouveau règlement de sécurité ECE R110.

Le potentiel de développement du GNV L’Europe est en avance par rapport à la France en matière de développement du GNV, mais la cause n’est pas perdue.

En effet, si la France ne pèse rien en termes de nombre de véhicules au gaz, elle est déjà le deuxième acteur en Europe s’agissant des poids lourds. Notre pays compte un réseau important de stations privatives (environ 140) et plus de 3 000 poids lourds roulant au gaz naturel. La principale problématique est l’absence d’un réseau de stations publiques qui permettrait le démarrage de la voiture au gaz pour tous.

Il y a quatre ans, l’Europe ne comptait aucune station GNL. Aujourd’hui, 64 stations sont disponibles, dont deux en France. À titre d’information, les États-Unis comptent 105

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La ville de Locminé, en Bretagne, forte de ses 4 500 habitants, s’est inscrite dans un projet d’économie circulaire qui se traduit par la constitution d’un pôle d’énergies renouvelables (biomasse, méthanisation, etc.). Il conduit par exemple un projet de résorption de CO2. Depuis 2012, la commune bénéficie également d’une chaudière bois qui fonctionne onze mois sur douze et qui alimente quelques particuliers. La mairie de Locminé développe également des projets de cogénération d’électricité et de production de biocarburants et de biofertilisants. Le bioGNV est un sujet essentiel en Bretagne, au même titre que la mobilité. En effet, les habitants sont éloignés de tout dans leur « péninsule » et il est important que les moyens de transport soient les plus économiques et les plus propres possible. Lorsque nous avons lancé ce projet de bioGNV, les industriels y ont ainsi immédiatement adhéré.

Beaucoup de collectivités bretonnes sont à l’affut de notre projet et sont tentées de l’imiter. Le projet revêt aussi une dimension pédagogique. Il sera en effet accompagné d’actions visant à promouvoir les énergies renouvelables mais aussi à expliquer les limites des énergies fossiles. Un site sera ouvert au public et permettra aux personnes de s’informer et d’échanger sur ces problématiques. Le site de la société d’économie mixte (SEM) Liger occupe 4 hectares, dont 2 ha dédiés au pôle d’énergies renouvelables et 2 ha dédiés à la biodiversité. Ainsi, une partie de cette zone sera prochainement protégée, dans le cadre d’une convention avec la Ligue pour la protection des oiseaux. Le projet associe par conséquent le développement des énergies renouvelables, le respect de l’environnement, mais aussi le soutien aux industriels locaux. Ces derniers cherchent souvent des solutions dans la gestion de leurs déchets et leur impact sur l’environnement. La SEM Liger répond à leurs questions et est prête à les aider dans leurs démarches. En conclusion, notre projet s’inscrit dans une volonté de maintenir notre activité

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et de contribuer au développement durable, notamment par la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Beaucoup de collectivités françaises se sont déjà rendues sur notre site pour s’en inspirer. Notre objectif également est de « garder l’argent à la maison », ce qui explique notre choix de bâtir une SEM plutôt que de faire appel aux grandes entreprises du secteur. C’est aussi une façon de pouvoir faire vivre notre territoire.

Débat De la salle Où en sont les perspectives des « autoroutes du gaz » aux États-Unis ?

Clément Chandon Le blue corridor européen s’inspire précisément de l’expérience menée aux États-Unis. Dans ce pays, environ 20 000 camions au gaz sont immatriculés chaque année. Apparemment, le gaz comprimé y est privilégié par rapport au gaz liquéfié pour des raisons de coût.

De la salle Que pensez-vous de la problématique de la synergie entre gaz et électricité, qui se résume essentiellement pour les véhicules légers au choix entre un moteur à propulsion thermique ou électrique (hybride gaz ou moteur électrique à range extender gaz) ?

Clément Chandon Sur le plan technologique, la solution du range extender gaz (moteur et génératrice) est parfaite. Toutefois, elle n’est pas explorée car elle est difficile à vendre et actuellement hors du marché.

Joël Pedessac Les véhicules hybrides légers bénéficient d’un système de bonus qui sert à compenser une partie du surcoût de la double motorisation, ce qui n’est pas encore le cas pour les véhicules lourds. En règle générale, le transporteur n’a pas les moyens de financer le surcoût d’un véhicule hybride lourd.

De la salle Le rail n’a pas été évoqué lors des présentations. Or, en 1990 déjà, il était envisagé la mise en place d’un TGV au GNL entre Saint-Pétersbourg et Moscou. Le GNL en tant que carburant des trains a-t-il encore un avenir ?

Alexandre Bouchon Le GNL en tant que carburant pour le rail fait partie des pistes d’exploration de Gazprom pour le développement de l’usage du gaz dans les transports.

© Gaël Kazaz

Joël Pedessac S’agissant du rail français, la traction est essentiellement électrique. Dès lors, la traction thermique est moins un enjeu de pollution, au moins dans les zones urbaines.

Clément Chandon Aux États-Unis, en revanche, le GNL commence à remplacer le gasoil dans les trains.

De la salle Dans le cadre de la mission de coordination sur l’emploi de GNL dans les transports, est-ce que des pistes de réflexion ont été explorées afin d’harmoniser la fiscalité européenne et de traiter en particulier la fiscalité du diesel ?

Philippe Maler La mission relève du ministère des Transports et à ce titre, la problématique de la fiscalité qui est très importante ne rentre pas dans son mandat.

Joël Pedessac L’enjeu majeur est essentiellement la fiscalité du gasoil. Un premier signal a été envoyé au travers de la composante carbone de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) et le supplément de 2 centimes annoncé récemment. Il envoie aux acteurs économiques un message assez clair sur la place du gasoil dans le futur.

Alexandre Bouchon Il est difficile pour les décideurs politiques de garantir des chiffres en termes de fiscalité. En revanche, ils pourraient garantir un certain écart par rapport au diesel, comme c’est le cas en Grande-Bretagne.

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Joël Pedessac La transposition des directives européennes en droit interne doit inciter les acteurs économiques à mobiliser les fonds privés nécessaires pour la construction des infrastructures.

Par la suite, un travail pédagogique devra être mené pour convaincre l’ensemble des acteurs, jusqu’au client final, de

l’intérêt du développement du gaz en tant que carburant. Un long chemin reste néanmoins à parcourir. En effet, à ce jour, la part des carburants gazeux dans le mix énergétique français reste extrêmement modeste.

ANALYSE

Les défis de la transition énergétique Christophe Bouillon, député de Seine-Maritime et porte-parole du PS sur le projet de loi relatif à la transposition énergétique pour la croissance verte

© Gaël Kazaz

Dans le domaine de la croissance verte, nous avons des objectifs communs. Je salue d’ailleurs le travail de l’Association française du gaz qui s’est engagée très tôt dans la démarche de la transition énergétique au nom des grands acteurs économiques que vous fédérez. C’est une approche pragmatique qui me semble particulièrement adaptée et qui conditionnera le futur de notre pays dans le concert des grandes nations. La croissance verte est à notre portée. C’est un train qu’il ne nous faut pas rater. Les décisions que nous prenons aujourd’hui collectivement nous engagent et engagent le pays en entier. Il faut donc utiliser nos atouts actuels, mais également considérer la place que tient la filière

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énergétique dans notre pays. Il faut à la fois préserver et valoriser ces atouts, sans pour autant perdre le fil conducteur de la croissance verte, en alliant à la fois compétitivité et efficacité. La compétitivité permet tout d’abord de conforter et de structurer les filières. Ainsi, pour la filière automobile, notre exigence de réduction des émissions de gaz à effet de serre est assurément fondée. Elle doit s’appuyer sur l’émergence de solutions immédiatement exploitables. En ce sens, la nouvelle définition des véhicules propres, qui concerne aussi bien les véhicules hybrides et électriques que ceux fonctionnant au biogaz ou à l’hydrogène, est une solution efficace, réaliste, utile également pour la croissance verte. La sphère publique prendra toute sa place dans le développement de cette filière, via l’inclusion d’une part de ces véhicules dans le cadre de renouvellements de flottes. Dans le débat parlementaire sur la transition énergétique, nombre d’amendements ont amené à affiner la définition des véhicules propres et ont considéré à sa juste place le gaz et le biogaz dans les transports collectifs notamment. Il en va également ainsi de la filière biométhane. Par exemple, le projet de loi relatif à la transition énergétique généralise sur tout le territoire l’expérimentation d’une autorisation unique regroupant les différentes procédures d’autorisation pour les projets d’installations de production d’électricité, et notamment d’installations de méthanisation. La simplification est ici un levier puissant pour le développement de la croissance verte.

Le 4 septembre dernier, Ségolène Royal a annoncé le lancement d’un appel à projets pour le développement de 1 500 installations de méthanisation en trois ans. Elles seront implantées essentiellement dans les territoires ruraux. Le dispositif permet de mieux accompagner les porteurs de projet. C’est l’illustration qu’une politique proactive permet de développer les énergies renouvelables, de créer de l’emploi non délocalisable dans les territoires ruraux et d’engager également la décentralisation énergétique. Dans le domaine de l’investissement, l’orientation de la recherche en dévelop-

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pement sur l’hydrogène est apparue essentielle. Un rapport parlementaire de mes collègues Jean-Marc Pastor et Laurent Kalinowski soulignait tout l’intérêt de cette filière. La France dispose d’un potentiel scientifique et industriel significatif dans ce domaine. Il appartient à la recherche publique, mais aussi privée, de développer de nouvelles applications pour l’hydrogène afin de permettre une meilleure intégration des énergies renouvelables intermittentes. L’efficacité est le deuxième pilier sur lequel s’appuie la croissance verte. Elle nécessite de porter de nouvelles aspirations à la fois justes socialement, tenables économiquement et comportant une dimension implicative. Associer nos concitoyens à la transition énergétique n’est pas une option : c’est une obligation.

Je me félicite à ce titre que le portage de l’information sur la consommation ait été adopté dans ce texte. Cela permet de définir un nouveau mode de consommation de l’énergie. Cela vaut tout particulièrement pour le gaz qui est une énergie particulièrement usitée et pour lequel les consommateurs veulent dès à présent tirer, en quelque sorte, le meilleur parti.

L’implication concerne également les professionnels, au travers du mécanisme de certificats d’économie d’énergie.

Ceux-ci pourront désormais être ouverts à d’autres acteurs, dont les associations. Il ne faut pas avoir peur de ce bouleversement. La nouvelle génération des certificats d’économie

d’énergie sera plus efficace. L’effet d’entraînement n’en sera que plus bénéfique pour nous tous. L’efficacité, enfin, c’est le maintien d’une énergie à prix compétitif. Cet objectif figure noir sur blanc dans la loi. Il s’accompagne également de dispositions spécifiques sur l’énergie électro-intensive. La loi de transition énergétique crée donc des conditions optimales pour libérer la croissance verte. Voilà en quelques mots les défis qu’il nous reste à relever. Je suis persuadé que nous pourrons le faire collectivement. Nous avons en effet tous à y gagner. Nous avons à créer les conditions de cette dynamique où chacun désormais doit prendre ce chemin tracé. La transition énergétique se joue aujourd’hui dans les territoires. Elle est présente dans les projets que portent les industriels. Il faut donc se féliciter de cet outil qui nous est donné par la loi, même si cette loi n’est pas une fin en soi. Le pilotage du mix énergétique appartient aujourd’hui à la représentation nationale, qui sera régulièrement consultée, d’abord d’ici trois ans et ensuite dans sur un rythme de cinq ans, ce qui permettra de régler la trajectoire à travers un certain nombre d’outils de planification originaux. Ce texte consacre l’idée même du mix énergétique, c’est-à-dire le principe selon lequel on n’oppose pas les énergies les unes aux autres.

La tribune de la seconde table ronde.

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TABLE RONDE 2

Le gaz et ses filières au service de la transition énergétique Ont participé à cette table ronde : Laurent Maurel, vice-président stratégie, marchés et GNL, Total ; Jean Lemaistre, directeur général adjoint, GrDF ; Sylvain Lemelletier, directeur du projet « power to gas », GRTgaz ; Philippe Rosier, président de Solvay Energy Services.

La table ronde était animée par Georges Bouchard, délégué général de l’Association française du gaz (AFG).

mais il reste des incertitudes majeures quant aux ressources disponibles en dehors de l’Amérique du Nord. Nous avons entendu beaucoup de chiffres dans le passé, certains faramineux, sur l’état des ressources dans le monde, mais elles ne reposaient que sur des études bibliographiques.

Une demande tirée par les politiques environnementales Certains pays ont mis très clairement en place des politiques destinées à favoriser le gaz. Ainsi, aux États-Unis, le plan de production d’électricité (US Clean Power Plan) adopté en juin 2014 vise à diminuer les émissions de CO2 sur la génération électrique. Il fixe des objectifs ambitieux qui sont gradués en fonction de la réalité des États et qui, dans beaucoup d’endroits, favorisent le gaz. En Chine, le plan quinquennal ne prévoit pas encore que la génération électrique soit partout une priorité pour l’utilisation du gaz. Toutefois, par le biais de réglementations locales, il conduit presque mécaniquement à favoriser le gaz. La Chine affiche une volonté de développer le gaz dans le but de réduire les émissions de CO2, avec un objectif significatif de 12 % de part du gaz dans le mix énergétique à un horizon de dix ans.

© Gaël Kazaz

Le gaz au service de la transition énergétique Laurent Maurel, Total Des ressources de gaz abondantes Notre planète possède des ressources gazières abondantes qui, si l’on additionne les ressources conventionnelles et non conventionnelles ainsi que celles qui restent à découvrir, représentent environ cent quarante années de consommation, selon nos estimations. De plus, le gaz est plutôt bien réparti sur la planète puisqu’il est présent sur tous les continents, même si l’on distingue quelques grands producteurs.

Le gaz non conventionnel représente un énorme potentiel,

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La génération électrique en Europe La consommation de gaz diminue en Europe depuis de nombreuses années. Le principal facteur de cette baisse est la diminution du gaz dans la génération électrique, (elle-même liée à la baisse de la demande électrique et à la poussée des renouvelables fortement subventionnés). Si l’on établit une comparaison entre les différentes technologies de génération, on s’aperçoit que les énergies renouvelables affichent les coûts (variables) de dispatch les plus bas. En coûts complets, une centrale à gaz est aujourd’hui compétitive par rapport au charbon, au nucléaire et à l’éolien terrestre, voire nettement plus compétitive par rapport au solaire et à l’éolien marin.

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Le gaz, l’alternative la plus économique À ce jour, le moyen le plus économique de réduire les émissions de CO2 consiste à substituer les centrales à charbon par le gaz. Ce dernier doit avoir une place préférentielle, non pas parce qu’on lui réserve un traitement préférentiel, mais simplement si l’on évalue toutes les alternatives sur leurs mérites propres. Il semble pertinent de subventionner certaines énergies renouvelables, dans des phases de démarrage de technologies. En revanche, dans les technologies matures, on peut s’interroger sur la pertinence d’accorder des subventions additionnelles qui biaisent la compétitivité des différentes énergies.

L’évolution de la consommation gazière La consommation gazière en Europe devrait atteindre un plancher dans la génération électrique à court terme, puis repartir par la suite, d’abord en raison des réglementations européennes qui vont conduire à l’arrêt de certaines centrales (notamment charbon), mais aussi parce que le gaz restera un excellent complément pour gérer l’intermittence des renouvelables. L’Europe devrait connaître paradoxalement une croissance gazière faible jusqu’à 2030, à hauteur de 1,1 % par an. Les États-Unis profiteront surtout du bas coût du gaz non conventionnel. L’Asie, tirée par la Chine, devrait afficher une forte hausse de la consommation.

La contribution des distributeurs à la transition énergétique Jean Lemaistre, GrDF Les trois évolutions de la transition énergétique La transition énergétique représente pour les distributeurs trois transformations majeures. La première concerne les gaz acheminés. L’histoire du gaz a été marquée par une première transition énergétique avec l’arrivée du gaz naturel.

Nous allons vivre une deuxième transition énergétique avec l’arrivée du biométhane. La deuxième évolution, sans doute la plus marquante dans les prochaines années, est celle qui touche les consommateurs. Elle a d’ailleurs déjà démarré.

Elle concerne un grand nombre de domaines et porte également sur l’interaction entre le client et le réseau. La troisième évolution, qui n’est pas la moins importante, sera celle du réseau lui-même, avec notamment l’arrivée des technologies de l’information et des communications.

Les perspectives des gaz renouvelables Les gisements théoriques de gaz renouvelable et les potentiels techniques sont considérables. C’est la raison pour laquelle GrDF a jugé utile d’apporter une contribution dans le débat sur la transition énergétique et de publier un scénario dans lequel on voit apparaître sur le réseau, à horizon 2050, une majorité de gaz renouvelable. La première étape de l’arrivée de ces gaz renouvelables sera la méthanisation des déchets. La France a la chance de disposer d’une industrie

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agroalimentaire très développée, ce qui lui donne un potentiel très important dans ce domaine. Jusqu’à présent, le biogaz issu de la méthanisation était utilisé pour fabriquer de l’électricité. Grâce aux nouvelles technologies, il est possible d’injecter directement ce gaz dans le réseau. D’ores et déjà, six installations de ce type fonctionnent en France. La deuxième étape sera la gazéification de la biomasse. Celleci permettra d’utiliser une nouvelle part de la biomasse et des gisements qui n’étaient pas accessibles avec la première étape de méthanisation des déchets. L’objectif à l’horizon 2030 est une injection de 10 % de gaz renouvelable dans la consommation finale.

Le GNV : une réponse aux enjeux de mobilité durable Il nous semble qu’une synergie très importante peut être trouvée entre l’arrivée du biométhane et la mobilité au gaz naturel. Les biocarburants suscitent aujourd’hui de nombreux débats. Beaucoup appellent de leurs vœux des biocarburants de deuxième génération au bilan global amélioré et incontestable. De ce point de vue, le bioGNV peut être considéré comme un carburant de deuxième génération, même s’il utilise au final une technologie éprouvée de première génération. Il est donc très important que l’utilisation du biométhane comme carburant soit privilégiée et devienne le moteur d’une nouvelle utilisation du gaz naturel pour la motorisation et le transport.

Les nouvelles solutions gaz Depuis quelques années, les innovations dans le domaine du gaz sont très variées et nombreuses. Après la chaudière basse température et la chaudière à condensation, on voit aujourd’hui se généraliser un mix entre les chaudières à gaz

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Power to gas : les réseaux de transport d’énergie collaborent au service de la transition énergétique Sylvain Lemelletier, GRTgaz Le stockage de l’énergie est le chaînon manquant de la transition énergétique L’Ademe a réalisé en 2012 une étude qui analyse les scénarios d’évolution de la consommation et de la production d’énergie. Elle montre une augmentation à l’avenir des surplus d’électricité issu des EnR, qui devraient atteindre 75 térawattheures (TWh) à l’horizon 2050. Dans les années à venir, différents moyens de stockage, dont celui du surplus d’énergie électrique, vont se superposer : les super-condensateurs, volants d’inertie et batteries pour les temps courts et très courts ; le stockage d’air comprimé et les stations de pompage pour les stockages inférieurs à une semaine ; l’hydrogène, l’injection d’hydrogène dans le réseau et enfin l’injection de méthane de synthèse dans le réseau de gaz naturel, pour les temps plus longs. Au final, le power to gas avec injection dans le réseau de gaz s’avèrera la solution la plus adaptée au stockage de longue durée.

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à condensation et les solutions à énergies renouvelables, à travers par exemple la chaudière hybride ou l’éco-générateur Stirling. Par ailleurs, de nouvelles technologies telles que la pile à combustible ou la pompe à chaleur à moteur thermique CO2 commencent à voir le jour en France.

Le projet Gazpar Le projet Gazpar vise à améliorer la qualité de service pour le client, à accentuer les économies d’énergie et accessoirement à optimiser le réseau. Il représente 11 millions de compteurs à installer, pour un coût de l’ordre d’un milliard d’euros. Il devrait permettre aux clients de réaliser environ 2 % d’économie d’énergie (soit une semaine de consommation). Il sera déployé de 2017 à 2022.

La modernisation du réseau Le réseau se modernise également, en premier lieu par l’optimisation des 3 000 équipements de télésurveillance. Le deuxième volet de la modernisation porte sur l’amélioration de la télé-exploitation. Enfin, GrDF a pour ambition à plus long terme de mettre en place un système de contrôle et d’acquisition de données (supervisory control and data acquisition en anglais, Scada), permettant une convergence entre les infrastructures Gazpar et les infrastructures existantes par ailleurs. À terme, toutes les innovations sur le réseau devraient conduire à la constitution de global smart networks qui assureront une vraie complémentarité entre les énergies, les réseaux et les usages.

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Vers un développement futur du power to gas Les 75 TWh d’énergie intermittente, estimés par l’Ademe à l’horizon 2050, devront être traités selon les divers modes de stockage à disposition : les stations de pompage (environ 15 TWh), l’exportation (15 TWh) et les autres moyens de stockage (15 TWh). Environ 25 TWh de surplus de production pourraient ainsi être « absorbés » par électrolyse. Le power to gas est un électrolyseur qui casse une molécule d’eau pour produire de l’oxygène et de l’hydrogène. Ce dernier est ensuite injecté dans le réseau de transport. Entre l’étape de l’électrolyse et celle de l’injection, on peut également faire appel à un équipement de méthanation, qui absorbe l’hydrogène et le dioxyde de carbone pour le transformer en eau et en méthane.

L’engagement du GRTgaz dans le power to gas GRTgaz a souhaité se positionner dans cette filière en premier lieu pour soutenir les réseaux électriques. Le premier objectif était d’apporter une solution à la problématique du stockage de l’électricité, c’est-à-dire de valoriser les surplus d’électricité et de contribuer à la bonne tenue des réseaux électriques. Le deuxième objectif était de contribuer à la décarbonation des réseaux de gaz par l’injection de gaz d’origine renouvelable. Le troisième objectif était enfin de réduire la dépendance énergétique du pays en favorisant la production locale.

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La contribution d’un industriel à la transition énergétique Philippe Rosier, Solvay Energy Services L’énergie, un élément fondamental pour Solvay et pour l’industrie en Europe Solvay effectue des achats d’énergie dans le monde pour un montant de l’ordre de 1,2 milliard d’euros par an, soit 10 % de son chiffre d’affaires. La moitié des dépenses énergétiques du groupe sont effectuées par ses sites industriels en Europe.

En France, sa consommation de gaz s’élève à 10 TWh par an.

Le gaz naturel est utilisé soit comme matière première, soit comme énergie substituable pour la production de chaleur.

Des prix du gaz différents selon les régions du monde Les prix du gaz varient selon la région où est implantée une entreprise industrielle. S’ils sont très bas aux États-Unis et en Arabie saoudite, ils sont élevés en Europe, mais à un niveau moindre qu’en Chine et au Brésil. Pour les industriels du secteur de la chimie, ces coûts élevés du gaz en Europe représentent un vrai problème de compétitivité. À titre d’exemple, ces cinq dernières années, ces industriels ont multiplié par quatre leurs investissements aux États-Unis, alors que dans le même temps leurs investissements en Europe ont stagné, voire régressé.

Le gaz naturel face au charbon Un point qui fait débat concerne l’avantage du gaz par rapport aux objectifs climatiques. Il est clair que le prix du CO2 dans le monde, et même en Europe, est insuffisant. Si l’on s’attache au CO2 fuel switch, c’est-à-dire au prix du CO2 qui incite à un basculement du charbon au gaz, on s’aperçoit qu’il atteint 40 à 50 euros la tonne. Pour mémoire, le prix du CO2 est actuellement de 6,3 euros la tonne. La probabilité que l’on atteigne un prix du CO2 à 40 ou 50 euros la tonne à l’horizon 2020 est quasi-nul. Le premier problème du gaz face au charbon est donc plutôt son prix qui reste non compétitif.

La problématique de compétitivité des gazo-intensifs Concrètement, quelles options se présentent aux industriels de la chimie ? Soit ils basculent vers le charbon en Europe, avec toutes les problématiques réglementaires et de risque que cela représente ; soit ils basculent vers d’autres zones régionales, et en premier lieu la zone nord-américaine, pour leur production. Lorsqu’on examine un scénario plus réaliste d’un CO2 à 20 euros la tonne, le gaz pose toujours un problème de compétitivité, de l’ordre de 10 euros le mégawatteure. C’est dans cette optique que Solvay est intervenu dans le débat sur la transition énergétique, afin de sensibiliser à la situation des gazo-intensifs. Ces derniers se trouvent aujourd’hui dans un déficit de compétitivité qui nécessite une intervention. Nous pensons qu’il y a urgence à agir et nous comptons sur vous.

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Débat Georges Bouchard Le power to gas est une solution intéressante qui a cependant la réputation d’avoir un coût élevé. Peut-on avoir plus d’éléments sur la réalité économique du procédé ?

Sylvain Lemelletier Aujourd’hui, le coût est effectivement élevé parce que les électrolyseurs restent fabriqués de façon artisanale, à de petites unités.

De la salle Quels sont les freins qui empêchent la mise en œuvre de la compression du biométhane dans le réseau de transport de gaz en France ?

Jean Lemaistre Ce sujet est à l’étude au sein du groupe de travail « injection » de la Commission de régulation de l’énergie, en collaboration avec les opérateurs de réseaux de transport. La compression ne pose aucun problème technique. Sa mise en place est actuellement freinée uniquement en raison du coût et d’un bilan énergétique légèrement dégradé.

De la salle Il y a quarante ans, Rhône-Poulenc se plaignait déjà d’un déficit de compétitivité lié au prix du gaz. Aujourd’hui, Solvay continue à se plaindre et à lorgner vers les territoires où le gaz est moins cher.

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Philippe Rosier Il y a quarante ans, des solutions sous la forme de contrats long terme ont été trouvées pour répondre à cette problématique de compétitivité. De plus, la problématique de compétitivité se posait alors au sein même de l’Europe, alors qu’aujourd’hui elle revêt une dimension mondiale. La transition énergétique a aussi un coût et il est essentiel de la mener sans faire perdre pour autant à la France et à l’Europe une partie de son activité industrielle. Or, le marché ne donnera pas la solution. Il est donc essentiel que toutes les parties prenantes se mettent autour d’une table, notamment afin d’identifier les moyens d’accompagner les gazo-intensifs.

Georges Bouchard L’industriel est face à deux acteurs : le vendeur de gaz, qui arbitre en fonction de l’attrait du marché pour aller vendre sa molécule, et le politique, qui a le pouvoir d’agir sur la fiscalité. Il est normal de se retourner vers le politique, en lui rappelant qu’il a un rôle majeur à jouer pour sauver l’industrie et favoriser le gaz, la seule énergie capable de résoudre l’équation compliquée du changement climatique.

De la salle Quelles sont les raisons pour lesquelles les industriels de la chimie ne choisissent pas de faire l’acquisition de gisements de gaz en Europe ?

Philippe Rosier Certains industriels ont déjà commencé à faire de telles acquisitions. Cette solution mérite effectivement d’être explorée.

De la salle Le stockage de l’énergie représente sans doute un des futurs grands défis. Le stockage du gaz est possible et son coût est relativement faible, de l’ordre de quelques euros par mégawattheure. En revanche, le stockage de l’électricité est excessivement difficile et pose des problèmes de stabilité.

C’est pourquoi il peut y avoir un véritable intérêt à coupler les réseaux de gaz et d’électricité, afin de profiter du caractère stockable et plastique de l’énergie gaz.

De la salle Selon M. Maurel, il appartient à la « main invisible » de traduire le facteur de qualité du gaz par rapport aux autres énergies. Pour arriver à ce développement du gaz, un outil est à disposition : le prix du CO2. Or, ce dernier n’est pas assez élevé pour créer le basculement du charbon vers le gaz, mais il est déjà trop élevé parce qu’il pèse sur l’économie en général. Est-ce que le marché réussira à créer ce basculement ou est-il nécessaire de mettre en place d’autres outils de régulation plus directifs ?

Laurent Maurel La baisse du gaz dans la génération électrique en Europe est liée principalement à deux facteurs : d’une part la crise économique qui a modifié l’équilibre du marché du CO2 et d’autre part la place acquise par les énergies renouvelables. Le prix du CO2 n’est donc pas nécessairement le seul paramètre entrant en considération. L’important est aujourd’hui que le gaz soit traité à parité avec les autres énergies.

CONCLUSION

Pierre Gattaz, président du Mouvement des entreprises de France (Medef) Les enjeux de la transition énergétique L’énergie occupe une place déterminante dans les travaux menés par le Medef, à la fois en tant que facteur coût mais aussi comme source d’opportunités et de développements technologiques et économiques. Les débats franco-français sur l’énergie ne doivent pas nous faire oublier que le paysage européen et mondial de l’énergie est bouleversé par des enjeux majeurs. Le premier enjeu est la révolution en cours aux États-Unis et au plan mondial, avec l’exploration et l’exploitation des gaz et huiles non conventionnels qui modifient profondément le scénario énergétique industriel de ce pays et du monde. Le deuxième enjeu est le tour-

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nant énergétique de l’Allemagne, dont le coût est évalué à 1 000 milliards d’euros et qui a des effets collatéraux majeurs à la fois pour les consommateurs mais aussi pour les émissions de CO2. Le troisième enjeu est la politique européenne de l’énergie, qui a franchi une nouvelle étape avec la définition d’une nouvelle feuille de route à l’horizon 2030.

L’Europe a réussi à se fixer des objectifs qui donnent de la visibilité aux entreprises.

Le quatrième enjeu est la préparation de la grande conférence climat de Paris en décembre 2015, qui doit permettre de conclure un nouvel accord climatique mondial.

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Risques et opportunités de la transition énergétique Pour chaque entreprise, l’énergie est à la fois un risque et une opportunité. Un risque tout d’abord pour la compétitivité du secteur de l’énergie, pour les prix de l’énergie et la compétitivité des installations industrielles, des risques de distorsion de concurrence avec d’autres régions du monde.

Mais l’énergie, c’est aussi une opportunité pour le développement de produits et de technologies efficaces, pour exploiter de nouveaux marchés et conforter notre avance. La transition énergétique est une opportunité formidable pour diversifier intelligemment notre mix, favoriser les économies d’énergie les plus rentables et définir une stratégie au service de la croissance et de l’emploi.

Les atouts de la France Notre pays a des atouts à faire valoir pour y parvenir. Le premier est un tissu d’entreprises et de filières d’excellence avec des leaders mondiaux et des PME reconnues dans toute la chaîne énergétique. C’est grâce à leur dynamisme, leur créativité, leur expérience et leur expertise que notre avenir énergétique se construira. Le deuxième grand atout est une responsabilité pour concilier performance économique et réduction de leur empreinte environnementale.

Grâce à l’amélioration des processus technologiques et à des changements structurels, l’intensité énergétique dans l’industrie a diminué de 11 % entre 2011 et 2012. Ces progrès sont appelés à se poursuivre. Le troisième grand atout est une position de pointe de la France dans la lutte contre le changement climatique. La France figure parmi les économies industrialisées les moins émettrices de gaz à effet de serre. Réussir cette transition suppose de remplir deux conditions. Premièrement, il convient d’éviter toute rupture et donc s’appuyer sur le patrimoine énergétique existant, tout en s’assurant de son évolution. Notre réseau électrique, notre parc nucléaire et hydroélectrique, nos infrastructures d’approvisionnement et de production de produits pétroliers et gaziers, le patrimoine des collectivités seront autant d’atouts. Deuxièmement, il faut s’inscrire dans la durée. Un changement réussi est bien préparé dans le temps, avec une allocation optimale des moyens en fonction des marges de manœuvre et des résultats attendus, et une approche flexible pour s’adapter aux évolutions économiques.

Le projet de loi sur la transition énergétique : Quelques avancées……...

L’Assemblée nationale a adopté le projet de loi sur la transition énergétique le 14 octobre. Ce texte nous paraît satisfaisant sur plusieurs points. L’enjeu de compétitivité a enfin été reconnu à la fois parmi les objectifs et avec des mesures concrètes pour les entreprise électro-intensives et gazointensives. En outre, l’approche est pragmatique avec l’introduction d’un nouvel outil de programmation des investissements et un examen périodique de l’atteinte des objectifs en fonction de la conjoncture. Troisième point de satisfaction, la mobilisation concerne désormais l’ensemble des filières

© Gaël Kazaz

industrielles, bien au-delà des seules filières de la croissance verte, car pour le Medef, c’est bien l’économie dans son ensemble qu’il faut verdir. Par ailleurs, l’accélération de l’effort de rénovation dans le bâtiment, la reconnaissance de la complémentarité entre les actions d’efficacité énergétique active et passive et la définition d’une feuille de route à long terme de la rénovation à 2050, sont autant de signaux positifs pour les entreprises. Enfin, la refonte des modalités de financement des énergies renouvelables doit permettre d’améliorer le rapport coût-efficacité avec le passage progressif à une logique de marché, un pilotage des coûts et une simplification des procédures. … ...et de nombreuses inquiétudes Ces avancées ne sont toutefois pas suffisantes et nous avons encore de grandes inquiétudes. D’abord la multiplicité des objectifs chiffrés nuit à leur cohérence et à leur faisabilité. De la même façon, la multiplication des horizons de temps (2020, 2025, 2030, 2050) est source de confusion.

Une hiérarchisation s’impose avec un objectif de réduction des émissions de CO2 qui doit occuper une place centrale et être accompagnée d’outils de protection de l’industrie contre les distorsions de concurrence. Il faut prendre en compte les orientations retenues au plan européen. En outre, une transition réussie s’inscrit nécessairement dans la durée. Il ne faut pas surestimer la capacité de notre pays à absorber des évolutions aussi précipitées de son mix énergétique.

L’absence de la compétitivité dans les objectifs chiffrés pose question. Il est indispensable d’intégrer un véritable outil de pilotage économique à la future programmation pluriannuelle de l’énergie. L’objectif est double : choisir les mesures les plus efficaces au moindre coût et estimer leur impact pour

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Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1 • 67

VIE DE L’AFG ET DE L’UIG

l’économie française. Sur le plan financier, le projet de loi ne précise pas les moyens envisagés pour assurer un financement soutenable des mesures et des objectifs. Le pilotage de la transition énergétique, la mesure de ses conséquences industrielles et le choix des axes technologiques à privilégier doivent faire largement appel à l’expertise des entreprises.

L’importance donnée à la recherche et développement doit se traduire par une levée de l’interdiction de recherche et d’exploration de toutes les formes d’énergie, en particulier les ressources énergétiques non conventionnelles. Cela permettra de mettre en application la dynamique d’innovation tout en respectant le principe de précaution et le principe de liberté de la recherche. Par ailleurs, la dynamique de décentralisation doit être encouragée, tout en respectant le principe de la solidarité nationale. Les initiatives locales ne doivent pas remettre en cause cette optimisation du système.

Le rôle indispensable du gaz dans la transition énergétique Le Medef continuera à faire en sorte que le gaz ne soit pas le grand oublié de la transition énergétique. Car le gaz est très peu présent dans le projet de loi alors qu’il est au cœur des enjeux stratégiques mondiaux. L’Agence internationale de l’énergie parle d’un âge d’or du gaz et de réserves équivalentes à deux cent cinquante ans de consommation. Pour les secteurs très consommateurs comme la chimie, la révolution américaine est synonyme de réindustrialisation massive. Or, le signal négatif envoyé par la France a des répercussions économiques majeures. Le gaz restera une énergie clé du futur à 2050. Le gaz est souvent la solution la moins coûteuse pour réduire les émissions de CO2. Il couvre tous les besoins de l’industrie. Avec le biométhane, il donnera également aux territoires une énergie locale et des perspectives pour des emplois non délocalisables. Le gaz est l’allié naturel des EnR pour contribuer à leur rentabilité économique. Il permet de lisser les coûts des énergies renouvelables et de pallier leur variabilité. Ces dernières ne sont pas stockables sans le vecteur gaz. À nouveau, ceci renforce également l’accent mis sur les gaz de schiste, dont l’exploitation serait un atout pour la France. Pour que la transition énergétique réussisse, elle doit s’appuyer sur toutes les énergies, y compris le gaz.

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68 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-1

ASSOCIATION LA FLAMME EUROPEENNE DU GAZ

CONSERVATION DU PATRIMOINE GAZIER

THE EUROPEAN GAS FLAME ASSOCIATION VEREIN EUROPÄISCHE GASFLAMME

GAS HERITAGE PRESERVATION ERHALTUNG VOMKULTURERBE DES GASES

Créée en 1991 par un groupe d’amateurs, de professionnels et d’associations de collectionneurs, Afegaz s’est donné pour but la sauvegarde du patrimoine gazier et la mise en valeur des témoignages de la présence du gaz dans la vie quotidienne depuis le début du XIXe siècle.

Elle compte parmi ses collections un ensemble de becs d’éclairage, un grand nombre d’appareils sanitaires, de chauffage et de cuisine, de blanchisserie, de coiffure, ainsi que des compteurs à gaz, plus d’une centaine d’affiches et autres documents tels que des cartes postales, des catalogues industriels et des objets publicitaires.

L’échange et le prêt entre collectionneurs* permettent la réalisation d’expositions spécifiques ouvertes au grand public sur l’ensemble de l’Union européenne et parmi elles plusieurs éditions de l’exposition internationale du gaz, des expositions rétrospectives à Liège, Berlin, Strasbourg, Bordeaux, Rouen et Paris dont la dernière exposition « Gaz à tous les étages, la naissance du confort 1850-1920 » était installée à la bibliothèque Forney de septembre 2011 à janvier 2012. Sans oublier sa présence dans les salons Expogaz qui accompagnent les congrès du gaz organisés par l’Association française du gaz (AFG).

Poursuivant les mêmes objectifs de conservation, l’association Copagaz a, depuis sa création en 1994 à l’initiative de l’AFG, mis en place une importante base de données informatisée recensant les différents éléments de patrimoine de l’industrie gazière qu’elle met à disposition des organismes qui souhaitent les exposer ainsi que des chercheurs.

Si vous êtes intéressés par nos initiatives, n’hésitez pas à nous rejoindre. Votre soutien est capital pour nous aider à assurer la pérennité de ce patrimoine destiné aux générations à venir.

Sites Internet : lumiara.perso.neuf.fr/afegaz/pagefr.html www.copagaz.fr/

ASSOCIATIONS REGIES PAR LA LOI DE 1901 26, rue de Calais - 75009 PARIS Tél : 01 40 23 36 11 / e-mails : afegaz.asso@yahoo.fr / copagaz@yahoo.fr

*Aspeg (Rouen), Atouts gaz (Strasbourg), Lumière de l’œil (Paris), Mege (Paris), Régaz (Bordeaux), SBR Paris (Cachan) et des collectionneurs allemands, belges, etc.

Welcome to Paris

www.wgc2015.org

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« Growing together towards a friendly planet »

ELEPHANT LIVE 2012 / Crédits photos : Fotolia - Thinkstock

1 - 5 june 2015