GA 3 2015 - Juillet-Aout-Septembre by AFG

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

N°2015-3 / JUILLET-SEPTEMBRE

DOSSIER

LE DÉVELOPPEMENT DU DIGITAL DANS LES INFRASTRUCTURES GAZIÈRES ENTRETIEN

CONVENTION

MONIQUE DELAMARE Directrice générale de Transport et Infrastructures Gaz France (TIGF)

Bilan et perspectives gazières

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

Cœur Défense

13,14,15

octobre

CONGRÈS

Paris

LE RENDEZ-VOUS ANNUEL DES ACHETEURS ET FOURNISSEURS DE GAZ ET D’ÉLECTRICITÉ EN FRANCE

• • • •

450 participants 3 jours de conférences stratégiques 4 ateliers acheteurs formation GAZ et ELEC 70 intervenants : acheteurs, fournisseurs, institutionnels

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BUDGET

FORMATION

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 : �� Laura Icart Email : �� laura.icart@afgaz.fr ONT COLLABORÉ À CE NUMÉRO : Création et maquette : Eric Leuliet pour Pensioncomplète. Relecture : Pomme Larmoyer. Rédaction : Laura Icart et Madeleine Lafon. 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 : Fotolia ADMINISTRATION DES ABONNEMENTS : AFG Tél. : +33 (0)1 80 21 08 00 Fax : +33 (0)1 80 21 07 96 E-mail : aurelie.bastien@afgaz.fr Prix au numéro : 33 euros TTC Abonnement annuel France : 120 euros TTC Abonnement annuel étranger : 120 euros TTC Bulletin d’abonnement : p. 15 RÉGIE PUBLICITAIRE : ODYSSEY 28, rue Legendre, 75017 Paris Tél. : +33 (0)1 55 33 51 44 E-mail : sabrina@odyssey.fr Tarifs publicitaires : p. 37 IMPRIMÉE PAR : SEPEC ZAC des Bruyères 01960 Péronnas Impression et dépôt légal : Juillet 2015 - N° 3 - XXXXXXXX LISTE DES ANNONCEURS Gazelec �� 2e de couverture AFG �� 3e de couverture Antargaz �� 4e de couverture WLPG Forum ��p. 2 Gazomat ��p. 9

e Congrès mondial du gaz à peine achevé et à l’aube de la COP21, les gaziers mesurent l’ampleur du travail accompli et la force des messages portés. Le gaz, énergie fossile la plus respectueuse de l’environnement, occupe une place prépondérante dans le nouveau mix énergétique mondial. L’AFG, partenaire du Congrès mondial, a participé à sa réussite. Ce numéro de Gaz d’aujourd’hui en rend compte, bien sûr. Monique Delamare, directrice générale de TIGF, nous accorde un entretien où elle revient © AFG sur l’état d’avancement des différents projets menés par son entreprise et sur l’évolution du paysage gazier français et européen. Ce numéro met en avant la révolution numérique avec le développement du digital dans les infrastructures gazières. C’est l’occasion de comprendre comment les outils digitaux ont modifié les stratégies des entreprises. Vincent Gailhaguet, responsable du projet digital à GrDF répond à nos questions et nous livre sa vision d’une entreprise connectée. Charline Grenet, community manager chez GrDF, nous explique quant à elle son métier. La recherche et le développement de nouveaux outils technologiques font partie des principaux enjeux de la politique d’innovation des entreprises. GRTgaz a ainsi développé différents concepts (drone, application…) pour améliorer l’exploitation et la performance de ses ouvrages industriels. Je vous laisse les découvrir. Et puis ce nouveau numéro de Gaz d’aujourd’hui est également l’occasion de donner la parole à Guillaume Charon, spécialiste des marchés énergétiques, qui partage son expertise sur les gaz et pétrole de schiste sur le marché énergétique. Il est enfin l’occasion de mettre en avant la commission utilisation de l’AFG avec son étude sur la contribution des solutions gaz performantes au traitement des pointes de consommation électrique, mais également la nouvelle réglementation pour améliorer la qualité de l’air ou encore des nouvelles propositions de la Commission européenne visant à transformer le système énergétique… Bonne lecture. Et bonne rentrée !

Georges Bouchard Directeur de la publication

LE PROCHAIN NUMÉRO SORTIRA EN NOVEMBRE 2015

ISSN 00 16-5328 o

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 1

Conference & Exhibition

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SOMMAIRE

Juillet - septembre - n° 2015-3 La revue du gaz naturel, du biométhane, du butane et du propane

ENTRETIEN MONIQUE DELAMARE

p. 4

Directrice générale de Transport et Infrastructures Gaz France (TIGF)

DOSSIER Le développement du digital dans les infrastructures gazières

p. 10

Interview de Vincent Gailhaguet, responsable du projet digital de GrDF Interview de Charline Grenet, community manager chez GrDF L’innovation technologique : un enjeu de taille pour GRTgaz

INFRASTRUCTURES

p. 8

Brèves

POLITIQUES ET INSTITUTIONS

p. 44

Brèves

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

p. 18

Brèves Tribune libre : Guillame Charon

p. 20

Convention de l’AFG

p. 22

UTILISATIONS ET MARCHÉS

Petite encyclopédie gazière

p. 46

Bruxelles cherche à transformer le système énergétique européen

p. 47

BUTANE ET PROPANE

p. 48

Brèves Totalgaz devient Finagaz

p. 50

Des nouvelles pastilles : quelle couleur pour le GPL ?

p. 51

p. 38

VIE DE L’AFG ET DE L’UIG p. 52

Les solutions gaz performantes

p. 40

Brèves

Produit nouveau

p. 43

Brèves

Paris, capitale mondiale du gaz

p. 54

Interview de Jean-Marc Roué

p. 56

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 3

ENTRETIEN

MONIQUE DELAMARE Directrice générale de Transport et Infrastructures Gaz France (TIGF)

« Le paysage gazier évolue et il faut prendre ce changement comme une opportunité de faire évoluer nos métiers » Suite à l’acquisition en 2013 de TIGF par Snam, GIC et EDF Invest, comment vous positionnezvous dans le paysage gazier français ? Ce nouvel actionnariat, complété par l’arrivée de Predica en février 2015, s’est engagé aux côtés de TIGF pour renforcer son rôle au sein du paysage gazier français en lui donnant les moyens d’investir dans des projets de transport et de stockage pour contribuer à la croissance de l’entreprise. L’opérateur de transport et de stockage de gaz italien Snam est l’actionnaire industriel référent de TIGF. Quelles sont les synergies possibles entre les activités de Snam en Italie et celles de TIGF en France ? La volonté de Snam est de se développer et de tenir une place majeure au niveau européen. C’est pourquoi il est entré au capital de TIGF. Les synergies industrielles sont donc nombreuses et concernent en particulier les achats de matériels qui peuvent être optimisés grâce à l’effet de taille. Cette présence de Snam est aussi une opportunité pour TIGF de s’inscrire dans un large réseau de compétences et d’expertises techniques, indispensable pour accompagner l’évolution rapide de nos métiers. Quels sont aujourd’hui les axes de développement de l’entreprise ? TIGF a signé son premier contrat de raccordement et d’injection de biométhane dans le réseau de transport de gaz naturel en mars 2015 : quelles sont vos perspectives en matière de biométhane dans votre réseau ? Les principaux axes de développement de TIGF concernent nos cœurs de métier avec l’adaptation continue du réseau de canalisations de grand transport. Ces projets renforcent la fluidité en France et sur les interconnexions FranceEspagne. Nous développons également nos activités de stockage de gaz naturel par un programme pluriannuel ambitieux d’offres saisonnières de performances de vitesse d’injection et de soutirage. Nous portons également une forte attention au réseau régional qui assure la sécurité

4 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3

d’approvisionnement du consommateur final. TIGF investit ainsi pour répondre à l’évolution géographique de la demande locale mais aussi pour adapter son réseau en fonction de la croissance des principaux centres urbains. De même, TIGF entend être un acteur de la politique de transition énergétique et nous travaillons sur des projets de raccordement d’installations de biométhane. Le premier projet d’injection sur notre réseau verra ainsi le jour fin 2015. Après un première retour d’expérience sur les modalités d’exploitation de ces installations, TIGF réfléchit dès à présent à renforcer son partenariat avec des porteurs de projets peu habitués à nos exigences industrielles pour promouvoir le développement de cette filière. Est-ce que le power to gas constitue également un axe de développement ? TIGF s’est restructuré pour gérer au mieux des projets de recherche qui s’intègrent dans la transition énergétique. Dans ce cadre, le projet power to gas consiste à opérer un pilote de stockage d’énergie renouvelable sous forme d’hydrogène, pour l’injecter dans nos réseaux lorsque la consommation n’est pas au rendez-vous de production. C’est donc un projet majeur pour l’économie long terme des énergies durables et nous y travaillons aux côtés de GRTgaz. Toujours au niveau français, l’Assemblée nationale s’apprête à voter le projet de loi « transition énergétique pour une croissance verte ». Qu’est-ce que ce texte offre comme espace au gaz dans le paysage énergétique de demain ? Le paysage gazier évolue et il faut prendre ce changement comme une opportunité de faire évoluer nos métiers. Le gaz a toute sa place dans cette transition car c’est une énergie non toxique, qui n’émet pas de particule et beaucoup moins émettrice de CO2 que le pétrole ou le charbon. Le gaz est donc un partenaire naturel du développement des énergies renouvelables qui, par essence, sont intermittentes, sans pour autant opposer les énergies les unes aux autres.

ENTRETIEN

MONIQUE DELAMARE Ingénieure de formation, spécialisée dans le génie mer, Monique Delamare a commencé sa carrière dans le groupe Entrepose, puis a rejoint Elf/Total en 1981. Après des années à la direction recherche de Elf puis à la direction développement travaux, elle a été spécialiste de la gestion de projets de 1990 GPL à 2004, notamment dans le domaine de l’installation d’ouvrages pétroliers en mer. Elle a occupé plusieurs postes de chef de projets pour lesquels elle a parcouru le monde : Pays-Bas, Grande-Bretagne, Moyen-Orient, Nigeria, Mexique… C’est après avoir été responsable de la construction du terminal GNL d’Altamira au Mexique qu’elle rejoint fin 2006 TIGF, filiale de Total, au poste de directrice des opérations, puis à la direction générale de TIGF en octobre 2008. En juillet 2013, Total cède TIGF à un consortium composé de Snam, GIC et EDF Invest ; en février 2015, Crédit agricole assurances rejoint l’actionnariat de TIGF. L’entreprise se positionne plus que jamais comme un acteur dont la mission est « d’offrir un service de transport et de stockage de gaz naturel pour la satisfaction de nos clients, pour améliorer la fluidité du réseau de gaz naturel, développer les interconnexions avec l’Espagne et participer à la sécurité d’approvisionnement à l’échelle nationale et européenne ».

Au niveau européen, TIGF a présenté deux projets pouvant bénéficier du statut de projets d’intérêt commun (PCI) : Midcat et GascogneMidi. Quels sont les enjeux de ces projets d’infrastructures pour le marché gazier ? Le projet Gascogne-Midi de TIGF est couplé au projet Val de Saône de GRTgaz qui permettra de lever des congestions entre le nord et le sud de la France pour fin 2018. Le projet Gascogne-Midi permet plus spécifiquement d’assurer l’approvisionnement en gaz la zone du sud-est de la France. Le projet Midcat est un projet d’interconnexion transpyrénéen sur la Méditerranée qui permettra, à terme, de relier le marché espagnol aux marchés du nord de l’Europe dans la perspective d’une remontée importante du gaz d’Algérie et du retour du GNL dans les terminaux espagnols. Nous étudions ce dossier avec nos collègues de GRTgaz et d’Enagas et remettrons nos rapports au high level group qui s’est constitué au plus haut niveau européen pour suivre ces travaux, réalisés à la demande et sous le contrôle de nos autorités de tutelle nationales. Si le périmètre de ces ouvrages est désormais identifié et si la faisabilité technique semble aujourd’hui faire l’objet d’un consensus, TIGF ne présume en rien de la suite d’un long processus décisionnel qui passe par une prochaine étape d’étude « coûts-bénéfices » conduite par l’Entsog

[association européenne des opérateurs de transport de gaz, NDLR] pour valider ou pas le statut européen de ce dossier. Ensuite, il faudra définir les principes de phasage et de financement qui permettraient à un tel projet de trouver économiquement sa place. S’il est confirmé, la mise en service de la première phase de ce projet n’est pas attendue avant 2022. Snam veut doper la capacité du réseau gazier France-Espagne, actuellement limitée à 5 milliards de mètres cubes. Selon le transporteur italien, elle pourrait aller jusqu’à 25 milliards de mètres cubes de gaz par an. Quelles sont les investissements prévus ou nécessaires pour y parvenir ? Nous n’avons pas pour habitude de commenter les prises de positions de nos actionnaires qui développent leurs propres politiques industrielles et leurs communications externes. TIGF n’a donc logiquement pas été associé à cette campagne de communication, ni dans sa préparation ni dans sa mise en œuvre. TIGF inscrit ses études et ses projets dans le cadre transparent d’un plan à dix ans, présenté chaque année à l’ensemble des parties prenantes de la filière gaz et approuvé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 5

ENTRETIEN

« Les stockages de gaz naturel ont un rôle essentiel dans la continuité de fourniture au consommateur final. » La mise en place du marché intérieur passe aujourd’hui par l’élaboration des codes de réseaux. Avez-vous participé à l’élaboration et en quoi leur mise en œuvre impacte votre activité ? Bien sûr, nous sommes un acteur de la mise en place des codes de réseaux et nous participons activement aux travaux de l’Entsog. Ces codes bouleversent nos manières de travailler et nous demandent d’adapter très vite nos systèmes d’informations et les relations opérationnelles entre nos équipes du middle office et le service mouvement de gaz qui gère en continu les flux de gaz, physiques et commerciaux, sur notre réseau. Depuis le 1er avril 2015, la zone de marché commune GRTgaz sud - TIGF, nommée Trading Region South (TRS), fonctionne. En quoi consiste cette nouvelle étape ? La TRS a pour objectif de simplifier l’accès des clients au marché de gros du gaz dans le sud de la France et d’augmenter la fluidité des échanges. Le régulateur français a demandé à GRTgaz et TIGF de travailler ensemble pour être prêts à proposer cette place de marché le 1er avril 2015. Nous avons donc fusionné les places de marché de GRTgaz sud et TIGF et supprimé les tarifs au point d’interconnexion entre nos deux réseaux. Pour répondre à cet objectif, les deux sociétés ont choisi le modèle européen de trading region et ont créé la TRS avec un seul marché de gros mais deux zones d’équilibrage distinctes. Depuis le 1er avril, les points d’échange gaz de GRTgaz sud et de TIGF n’existent plus et Pegas, la plateforme de trading de gaz opérée par Powernext, a introduit de nouveaux produits spot et future sur la TRS. Les premiers retours sont positifs même si le calendrier très serré imposé par le régulateur a posé aux deux opérateurs des problèmes de développement informatique. La TRS développée par TIGF et GRTgaz est

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une première en Europe et ses premiers résultats intéressent dès à présent d’autres opérateurs de l’Union qui pourraient s’engager sur des modèles similaires. Beaucoup de discussions ont eu lieu avec l’administration pour faire évoluer les règles d’accès aux sites de stockage dans le but de conforter la sécurité énergétique de la France. TIGF possède deux sites de stockage dans le SudOuest. Quel rôle doit jouer ces sites en matière de sécurité énergétique ? Les stockages de gaz naturel ont un rôle essentiel dans la continuité de fourniture au consommateur final. Le remplissage des stockages permet de garantir : d’une part, la fourniture de gaz par tous temps et en toutes circonstances au plus près du consommateur de gaz ; d’autre part, des capacités de stockage qui répondent aux besoins de volume et de vitesse de soutirage de nos clients expéditeurs. Il est donc important de préserver les performances de cet outil industriel qui a fait ses preuves au cours des nombreuses crises passées et pourrait voir ses missions accrues face au déclin inéluctable des productions européennes remplacées par des fournisseurs de plus en plus lointains. Propos recueillis par la rédaction de Gaz d’aujourd’hui

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En bref… PUBLICATION D’UNE CARTE ILLUSTRÉE L’Association Européenne des Opérateurs de Gaz (ENTSOG), en collaboration avec Gas Infrastructure Europe (GIE), a publié, en juillet 2015, la cinquième édition de la carte illustrant le développement de l’approvisionnement en gaz, la demande et l’état des infrastructures au cours de l’année 2014 et du premier trimestre de 2015.

LES ÉCHANGES D’ÉNERGIE SE DÉVELOPPENT ENTRE LA FRANCE, L’ESPAGNE ET LE PORTUGAL La ministre de l’Énergie, Ségolène Royal, a signé le 30 juin avec ses homologues espagnol, José Manuel Soria, et portugais, Jorge Moreira da Silva ainsi que Miguel Arias Canete, commissaire européen pour l’Énergie et le climat, un protocole d’accord créant un groupe de haut niveau sur les interconnexions énergétiques du sud-ouest de l’Europe. Les sujets évoqués lors de cette rencontre concernaient notamment l’augmentation de la capacité de transit de gaz entre la France et l’Espagne ainsi que le projet gazier MidCat.

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NORMALISATION L’ISO/TS 16901, guide pour l’évaluation des risques dans la conception d’installations terrestres pour le GNL en incluant l’interface terre/navire et l’ISO/TR 17177, lignes directrices pour les interfaces de terminaux hybrides de GNL ont été publiés par l’ISO, en juin 2015. L’ISO/TS 16901 fournit une approche commune et des orientations à ceux qui entreprennent une évaluation des principaux risques pour la sécurité dans le cadre de la planification, la conception et l’exploitation des installations de GNL terrestres et en bord de mer en utilisant des méthodes et des normes basées sur les risques, pour permettre une conception et un fonctionnement sûrs des installations de GNL. Les risques environnementaux associés à un rejet de GNL ne sont pas abordés dans cette spécification technique. L’ISO/TR 17177 fournit des lignes directrices pour les installations, l’équipement et le fonctionnement à l’interface entre navire et terminal et entre navire et navire pour les terminaux méthaniers hybrides flottants et fixes qui pourraient ne pas se conformer à la description de « terminal méthanier conventionnel » inclus dans la norme ISO 28460. Il est destiné à être lu conjointement avec l’ISO 28460 pour assurer le fonctionnement sûr et efficace du transfert de GNL dans ces installations maritimes. Il traite également du gaz naturel à haute pression (HPNG) à l’interface de transfert dans les installations où la liquéfaction ou regazéification est pratiquée, mais ne décrit pas les exigences pour l’usine de traitement faisant généralement partie de l’installation du terminal. La norme NF EN 12480 – compteurs de gaz – compteurs de gaz à déplacement rotatif, élaborée par les experts de la commission de normalisation BNG 237 a été publiée en juillet 2015 par l’Afnor. Elle spécifie les plages, construction, performances, caractéristiques de sortie et essais des compteurs de mesure de volume de gaz à pistons rotatifs. Elle peut être utilisée aussi bien pour l’approbation de modèle que pour des essais individuels de compteurs. Elle remplace la norme homologuée NF EN 12480 de mai 2002 et son amendement A1 de septembre 2006. Par rapport à la première version publiée en 2002 avant la directive UE 2004/22 sur les instruments de mesure, la norme a été harmonisée avec cette directive par un amendement publié en 2006. La nouvelle version révisée a également été harmonisée avec la nouvelle version de la directive UE 2014/32 sur les instruments de mesure et avec la directive UE 97/23/CE sur les équipements sous pression. Ces documents sont disponibles auprès de l’Afnor : par courrier à l’administration des ventes 11, rue Francis de Pressensé 93571 La Plaine Saint-Denis cedex ; par Internet sur www.boutique.afnor.org ; par télécopie au 01 49 17 90 30.

INFRASTRUCTURES

LE CHANTIER DU TERMINAL MÉTHANIER DE DUNKERQUE TOUCHE À SA FIN Près de quatre ans après le début des travaux (décembre 2011), le chantier du terminal gaz naturel liquéfié (GNL) de Dunkerque est achevé à plus de 90 %. Construit par Dunkerque LNG (65 %), filiale d’EDF, par le groupe d’infrastructures de transport de gaz naturel belge Fluxys (25 %) et par le groupe français Total (10 %), c’est le deuxième plus grand chantier industriel de France. Ce terminal GNL, ayant pour objectif d’approvisionner en gaz la France et la Belgique avec une capacité d’accueil égale à 20 % des marchés français et belge de gaz naturel, sera achevé à la fin de l’année 2015. Le terminal méthanier de Dunkerque aura une capacité annuelle d’accueil de 13 milliards de m3 de gaz. La première phase de test a débuté en août et a consisté à ramener les eaux tièdes rejetées par la centrale nucléaire de Gravelines : un tunnel de 5 km reliant le terminal méthanier de Loon-Plage à la centrale nucléaire a été construit à cet effet, jusqu’aux trois réservoirs de stockage de GNL afin de réchauffer le gaz naturel liquéfié pour le regazéifier. Ce procédé économiquement intéressant (l’eau étant gratuite) et qui évite de brûler du gaz est mis en avant par Marc Girard, président de Dunkerque LNG. La mise en service opérationnelle du terminal devrait intervenir entre octobre et novembre 2015 avec l’arrivée des premiers méthaniers. La première commande d’une cargaison de GNL a été passée en juin à la filiale de trading d’EDF, la livraison prévue à la mi-octobre permettra de réaliser les premiers essais, un deuxième chargement complémentaire sera nécessaire pour la poursuite des tests avant la mise en ligne sur le réseau. Le démarrage commercial débutera après deux à trois mois d’essais, soit au début de l’année 2016, quand le terminal sera en mesure de réceptionner le GNL de clients souhaitant le vendre sur les marchés en France et en Belgique.

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DOSSIER

Le développement du digital dans les infrastructures gazières A l’ère du digital, les canaux de communication sont multiples, les comportements des salariés sont en train d‘évoluer et les entreprises doivent s’adapter à cette révolution 2.0. Le digital est aujourd’hui au cœur de la communication de chaque entreprise. Il permet de promouvoir son nom sur de nouveaux supports de communication, de fidéliser ses clients, de réunir ses salariés, de montrer son savoir-faire et de dynamiser son activité de manière innovante. Ce dossier est l’occasion d’apporter un éclairage sur le développement du digital dans les stratégies de communication des entreprises d’infrastructures gazières ainsi que dans leurs outils d’application sur le terrain. Vincent Gailhaguet, responsable du projet digital chez GrDF répond à nos questions et revient sur la construction de la stratégie digitale de GrDF. De la genèse du projet à ses applications concrètes, il nous explique l’essor du digital dans son entreprise. Charline Grenet, community manager chez GrDF, nous présente son métier et sa manière de le concevoir. Notre dossier s’intéresse également aux innovations technologiques, développées notamment chez GRTgaz qui utilise la technologie des drones pour surveiller ses gazoducs et qui a mis en place des applications pour tablettes afin de faciliter le travail de ses collaborateurs sur le terrain.

Sommaire :

• Interview de Vincent Gailhaguet, responsable du projet digital de GrDF • Interview de Charline Grenet, community manager chez GrDF • L’innovation technologique : un enjeu de taille pour GRTgaz

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DOSSIER

INTERVIEW

Vincent Gailhaguet, responsable du projet digital chez GrDF Twitter, Google+, Facebook, Viadeo, Dailymotion, YouTube : des noms familiers à des milliards d’êtres humains. Mais entre l’utilisation de ces outils de communication dans la sphère privée et dans le monde professionnel, il y a tout un monde… virtuel. Comment mobiliser des centaines de salariés et faire entrer de plain-pied sa société dans le monde merveilleux — et parfois déroutant — du digital ? Explications avec l’expérience de GrDF.

Pouvez-vous nous raconter la genèse du projet digital à GrDF ? J’ai pris mes fonctions chez GrDF à un moment où l’entreprise lançait une réflexion sur la place du digital dans la société et sur son impact potentiel. En tant qu’ancien professionnel des ressources humaines, j’étais très sensible à l’aspect collaboratif et à l’horizontalité (soit passer d’une hiérarchie verticale à un réseau horizontal). J’ai donc choisi, dans un premier temps, de mettre en place des « comités digitaux » afin de répertorier les différentes initiatives existantes, notamment dans les régions. Notre volonté était de créer des outils permettant de répondre à des besoins clairement identifiés, au niveau de nos salariés, mais aussi de nos clients. Est-ce que le service en ligne Info Coupure est né de ces réflexions ? Tout à fait. Info Coupure a été le premier outil de communication digitale mis en place. La volonté était d’inclure l’ensemble des corps de métier de GrDF afin que chacun puisse apporter une réponse personnalisée et coordonnée aux demandes de nos clients. L’idée de départ était assez simple : à la suite d’un audit des attentes et des besoins de nos clients, nous nous sommes rendu compte que certaines questions - du type « pourquoi ai-je été coupé ? » - revenaient de manière récurrente. Tout l’enjeu pour Info Coupure était donc de pouvoir apporter à nos clients une réponse simple, rapide et précise. En somme, un service Internet qui permette de diminuer les appels téléphoniques de clients mécontents et d’augmenter leur satisfaction. Les résultats ont été suffisamment concluants pour susciter l’intérêt de la direction et créer une volonté d’aller plus loin dans l’interaction et la satisfaction du client via ces nouveaux modes de communication.

VINCENT GAILHAGUET Vincent Gailhaguet est cadre dans une société bien installée, GrDF, qui distribue le gaz en France, et a décidé de changer le monde de l’entreprise de l’intérieur. Sa mission : aider ce groupe public à faire sa transformation digitale. Son « problème » : l’opération marche au-delà de ses espérances. GPL Pour mobiliser les salariés, il a organisé des petits challenges sur Twitter. Résultat : 2 000 gaziers connectés, qui ont concocté ensemble une charte pour s’exprimer sur les réseaux sociaux et, au besoin, expliquer leur métier. Pour l’instant, l’utilisation du réseau est surtout ludique. Mais quand tout le monde s’y met, l’effet est spectaculaire : les petits jeux de #digitall sont devenus trending topics sur Twitter, c’est-à-dire parmi les sujets qui font le plus de bruit et obtiennent le plus de reprise sur les réseaux sociaux. Les salariés ont vingt fois plus d’impact que le compte officiel de l’entreprise. Avec une grande question : eux qui maitrisent parfois mieux le Net que leurs dirigeants, qui ont montré une ressource et une créativité étonnantes, comment les impliquet-on plus loin dans la réflexion sur le changement ?

Les réseaux sociaux sont aujourd’hui devenus incontournables pour communiquer. Quelle a été votre réflexion à ce sujet ? Fin 2012, nous avons réalisé un audit du « bruit » de GrDF et du du gaz naturel sur les réseaux sociaux. On s’est rendu compte que le sujet « gaz naturel » était très peu présent, beaucoup moins que d’autres énergies comme le charbon, l’éolien ou le solaire. Sur Twitter, par exemple, deux sujets « gaz » sont récurrents : le gaz de schiste - peu porteur pour

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DOSSIER

gaziers actifs sur les réseaux sociaux ou salariés mandatés par GrDF pour exprimer la parole de l’entreprise. Ce manuel a été repris en externe, notamment sur des blogs, et téléchargé quelque 10 000 fois. La deuxième phase a été le lancement de la campagne #avantleweb (sous-entendu « avant le web vous ne pouviez pas faire, maintenant il y a grdf.fr ! »), au moment de la mise en route du nouveau site Internet de GrDF et de la mise en ligne des vidéos de promotion de ce dernier. L’opération a duré une semaine, du 21 au 25 juillet 2014. Elle consistait à faire vivre le #avantleweb, qui invitait à visionner les vidéos ou à aller sur le site grdf.fr. Chaque matin, un mail de propositions était adressé aux salariés de GrDF ayant un compte twitter contenant le thème du jour (en lien avec l’une des cinq vidéos GrDF), le tweet « signal » qui déclencherait l’opération de la journée, le bilan de la veille, des exemples de tweets et une astuce pour progresser sur Twitter. L’adhésion a été massive. Nous en sommes très fiers.

Charline Grenet, Xavier Michel et Vincent Gailhaguet (à droite).

notre entreprise -, et les incidents liés au gaz. GrDF était bien en deçà en nombre d’impressions (quelques centaines de milliers contre plusieurs millions pour les autres). Il fallait donc qu’on trouve une astuce pour arriver à porter l’image positive du gaz naturel. Et plutôt que de demander à GrDF d’émettre davantage, je me suis dit qu’il serait plus efficace d’augmenter le nombre de relais. Les salariés étaient tout désignés. Mais allaient-ils être intéressés ? Comment avez-vous finalement réussi à les mobiliser ? En fait, les salariés sont très fiers de leur métier. Ils croient en leur énergie, sont convaincus par le biométhane et, surtout, ont envie de partager cette passion. Avec une cinquantaine d’entre eux, nous avons monté notre première opération en partant du principe que de nombreux clients s’expriment sur les forums, mais que très peu d’entre eux obtiennent des réponses de la part de professionnels. Nous nous sommes dit : en tant que salariés et professionnels de GrDF, on peut répondre aux clients avec ce double objectif de valoriser notre métier et notre savoir. Ainsi, on a commencé à faire du bruit de manière plus régulière. Il y avait une vraie adhésion autour de la promotion du gaz naturel, du GNV, du biométhane. Ils ont vite été très nombreux à vouloir participer. Il ne restait plus qu’à les former. Comment vous y êtes-vous pris ? En 2014, on a créé un comité de pilotage afin de faire comprendre les enjeux du monde numérique, de former et d’encadrer les salariés dans la pratique et l’utilisation des réseaux sociaux. Une charte collaborative et participative a été rédigée (« Le petit manuel des réseaux sociaux à l’usage des collaborateurs de GrDF ») afin de donner des conseils aux salariés en fonction de leur profil : internaute débutant,

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Vous avez aussi créé une web-émission, « DigitALL »… Les salariés souhaitaient du live, de l’interaction, ils voulaient s’exprimer, c’est comme ça qu’est née « DigitALL, le numérique pour tous ». Tout l’enjeu de ce projet était de mener des actions avec peu de moyens, grâce à l’enthousiasme et la volonté des salariés de s’investir dans cette communauté du numérique. La première diffusion a eu lieu en septembre 2014. On s’est rendu compte, via Twitter notamment, que beaucoup de questions arrivaient de l’extérieur… Un vrai succès ! Finalement, on a fait plusieurs émissions, dont une avec notre directrice générale Sandra Lagumina, qui a souhaité intervenir sur le thème « quel est le rôle des parents, des enseignants et des dirigeants pour nous préparer le meilleur “digital” des mondes ? » Elle a exposé son point de vue de mère évoluant à l’ère du numérique à travers ses enfants, en tant qu’enseignante à Sciences-Po avec des élèves qui arrivent avec leur tablette et vérifient l’information en temps réel et en tant que manager qui doit s’adapter et transformer le mode de fonctionnement d’une entreprise. C’était une initiative intéressante. Le fait qu’un dirigeant accepte de faire une émission en direct a généré un gros taux de participation et beaucoup de vues. Aujourd’hui, nous avons réalisé dix émissions sur deux saisons et nous préparons déjà la troisième pour l’année prochaine.

DOSSIER

Une battle sur Twitter c’est quoi ? C’est un grand jeu qui permet de chercher des réponses à des questions techniques posées par des salariés de plusieurs entreprises de services publics. Chacun des community manager de cette opération a posé des questions mettant en valeur les interventions des gaziers, des postiers et des cheminots. En interagissant entre eux, en suivant le fil Twitter #digitall, les joueurs de toutes les entreprises ont appris à échanger et dialoguer sur Twitter, en mobilisant leurs connaissances et parfois… leur humour. Ils sont venus comme ils étaient, avec ce qu’ils étaient, et sont repartis enrichis. Retour sur une opération entre salariés, entre humains, pour la cause #digitall.

Le succès de « DigitALL » a donné naissance à une autre initiative sur Twitter, qui fait pas mal de bruit aussi… Oui. Les relations établies sur Twitter ont été déterminantes pour la réussite de « DigitALL ». Il était donc naturel d’utiliser ce réseau pour optimiser le succès de l’émission. A germé alors l’idée d’une « battle pédago-ludique ». Cette opération a été montée en une semaine par les community managers et les responsables digitaux de quatre entreprises publiques : SNCF, GrDF, GRTgaz et La Poste. Chacun posait des questions et les twittos devaient répondre via le hashtag #digitall. Le gagnant était celui dont la réponse était la plus retweetée. Lancée pendant l’après-midi du 6 février 2015, l’opération a suscité un énorme engouement avec 400 joueurs, 7 millions d’impressions, jusqu’à devenir trending topic (le sujet tendance) n° 1, en France, ce jour-là. Une deuxième battle a été lancée à l’occasion du Rallye Monte-Carlo des énergies nouvelles, qui a eu lieu du 18 au 22 mars 2015. Les salariés de GrDF ont imaginé un jeu sur Twitter pour faire la promotion du gaz naturel véhicules. Résultat : 350 joueurs et 5 millions d’impressions du hashtag #gnvandfurious (en référence au film Fast and Furious 7 qui sortait la semaine suivante). Chaque twitto était invité à faire avancer la voiture de sa région via le #gnvandfurious : plus le nombre de tweets est important, plus la voiture avance vite ; la voiture gagnante est celle qui franchit la ligne d’arrivée en premier.

Pouvez-vous déjà mesurer l’impact du projet digital sur vos salariés et pour la société ? Je le vois à travers la communauté de salariés qui s’exprime et qui n’hésite pas à promouvoir le gaz naturel sur les réseaux sociaux. Ce projet a permis également à beaucoup d’employés de se connaître, de se retrouver, de valoriser leurs métiers à travers des réponses faites à leurs clients et une certaine cohésion d’équipe. C’est une démarche volontaire et participative avec un seul mot clé, l’enthousiasme, et un seul mode de fonctionnement, l’action collective. Ce projet a généré une vraie adhésion, jusqu’à notre directrice générale qui a souhaité définir la stratégie 2015-2018 en mode digital, dans une démarche collaborative et participative avec tous les salariés. C’est une belle récompense pour nous. Avez-vous déjà d’autres opérations en tête dans les prochains mois ? Par exemple une opération spéciale ou dédiée à la COP21 ? Nous sommes déjà quelques-uns à souhaiter mener une opération spéciale COP21. Son lancement dépendra directement de l’engagement de la communauté à la mettre en œuvre. Propos recueillis par Laura Icart

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 13

DOSSIER

MÉTIER CHARLINE GRENET, community manager chez GrDF

« Au quotidien, notre travail est de créer un lien avec les salariés et de leur donner envie de s’impliquer via le numérique » © GrDF_DigitALL

Charline Grenet est community manager chez GrDF. Totalement impliquée dans le projet digital de l’entreprise, elle revient pour nous sur son métier. Comment vous présenteriez-vous ? Je suis une digital native de 25 ans, fraîchement sortie de l’école et décidée à faire bouger l’entreprise grâce au numérique. Être digital native c’est avoir grandi et évolué avec les nouvelles technologies, sans pour autant être renfermée sur soi ! On ne rencontre jamais autant de monde — en « vrai » — que grâce à la communauté Twitter ! En quoi consiste votre métier au sein de GrDF ? Je suis « happy’cultrice ». Si le nom est sympathique, la tâche est ardue. Mon objectif est de donner envie de « faire ensemble » aux membres des communautés que nous animons. Qu’est ce que ça veut dire ? Tout d’abord il faut créer l’envie de connaître et de maîtriser les réseaux sociaux pour que chacun y trouve son intérêt propre — faire des conférences et des formations — et que chacun puisse s’appuyer sur nous en cas de question — je suis toujours disponible par téléphone. On forme ces membres de communautés avec une opération ludique mensuelle sur Twitter, comme GNVandFurious par exemple (voir interview de Vincent Gaillaguet p. 11). Après avoir constitué une équipe forte, notre objectif est d’inclure de nouveaux membres, en développant les supports comme DigitALL [webtv développée par les équipes de GrDF, NDLR] et avec des interventions dans les séminaires. Sans oublier la fidélisation des anciens en recrutant parmi eux des maîtres de cérémonie

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pour chacune des opérations, entre autres. Au quotidien, notre travail est de créer un lien avec les salariés et de leur donner envie de s’impliquer via le numérique… ! En interne, comment s’organise le community management (CM) de GrDF ? Nous avons autant de community managers que de services et, pour moi, le plus dur est d’arriver à animer et manager l’ensemble des CM. Quel est l’intérêt de communiquer sur les réseaux sociaux pour GrDF ? La communauté des twittos GrDF a vingt fois plus d’impact et d’audience que le compte Twitter officiel de GrDF. De plus, une marque portée par ses salariés devient plus humaine, chaleureuse et invite au partage. Pour vous, quel sera le défi du community management pour les années à venir ? Devenir invisible. Un bon CM est une personne de l’ombre qui fait vivre une communauté haute en couleurs. Pour finir, en 140 caractères façon Twitter, votre définition d’un bon community manager ? Késako être CM ? Un faiseur, un créateur de valeurs humaines qui met en avant sa communauté avant sa petite personne. Propos recueillis par L.I.

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

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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

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

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.

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

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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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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.

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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AFG, Gaz d’aujourd’hui, 8, rue de l’Hôtel de Ville, 92200 Neuilly-sur-Seine - Tél. 33 (0)1 80 21 08 00 - Fax 33 (0)1 46 37 19 55 (1) À préciser si votre service comptable l’exige pour tout règlement de facture. (2) Pour les pays de l'Union européenne.

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 15

DOSSIER

NOUVELLES TECHNOLOGIES

L’innovation technologique : un enjeu de taille pour GRTgaz Depuis plusieurs années, les opérateurs français innovent afin de construire un réseau de gaz naturel « intelligent ». Gestionnaire d’un des plus grands réseaux de transport de gaz européen, GRTgaz souhaite mettre ses innovations technologiques au service de l’exploitation et de la performance de ses ouvrages industriels.

de compression pour acheminer le gaz entre fournisseurs et consommateurs. « En comptant les zones observées plusieurs fois par an, ce sont 600 000 kilomètres de réseaux qui doivent être surveillés », précise Fréderic Guillou, chef de projet innovation au sein de GRTgaz. « Nous réalisons ce travail à l’aide d’avions, d’hélicoptères, de voitures et à pied mais nous cherchons à savoir si les drones pourraient donner de meilleurs résultats. » Pour GRTgaz, la surveillance du réseau de transport par drone est une solution performante principalement dans des zones difficiles d’accès et fortement boisées. Après de nombreuses expérimentations, la surveillance par drone du réseau de GRTgaz devient donc une réalité opérationnelle et complète ainsi le dispositif de surveillance existant : centre de surveillance à distance, inspections terrestres et survols aériens. Les drones, eux, permettent d’avoir une meilleure vision des installations. © Air Marine

Depuis le printemps 2015, la révolution des drones est en marche chez GRTgaz.

RTgaz et Air Marine ont lancé un programme de surveillance de gazoduc par drone, totalement inédit en France. GRTgaz surveille ses installations et notamment les chantiers de travaux publics à proximité de ses gazoducs. Cela représente environ 100 000 chantiers de travaux publics déclarés par an. Cette surveillance du réseau de transport de gaz est pour GRTgaz une priorité afin de prévenir les risques liés aux activités humaines et aux phénomènes naturels. GRTgaz possède et exploite 32 000 kilomètres de canalisations enterrées et 27 stations

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Un programme inédit en France GRTgaz s’est associé à Air Marine, société française experte en exploitation et acquisition de données par voie aérienne pour lancer son programme drone et réaliser ses premiers essais. Les premières missions ont eu lieu en mai dernier dans le sud de la France (vers Brive) sur un terrain vallonné. Le partenariat entre les deux entreprises prévoit dans un premier temps la surveillance par drone chaque mois de 80 km du réseau. Le dispositif déployé pour chaque mission nécessite l’intervention de deux pilotes sur le terrain, pour gérer la navigation du drone et l’analyse des données, qui seront par la suite intégrées dans une interface conçue par Air Marine. Le drone est équipé de capteurs et de la vision infrarouge, il doit être capable de détecter les risques potentiels au

DOSSIER

Une application dite « de réalité augmentée » développée sur tablette numérique permet aux salariés de GRTgaz de suivre les installations de l’entreprise. niveau des balises signalant la présence du réseau : chantier menaçant une canalisation, une végétation trop envahissante ou d’éventuels actes de malveillance. Après avoir longtemps étudié la faisabilité d’un tel projet, la surveillance par drone devient donc une réalité opérationnelle chez GRTgaz. Simultanément au développement du programme de surveillance de gazoducs par les drones, GRTgaz a travaillé sur un autre projet : celui de la réalité augmentée appliquée aux opérateurs de maintenance et au service des collectivités locales et des riverains. La réalité augmentée : un axe fort de la politique d’innovation La réalité augmentée désigne un ensemble de systèmes qui permettent d’incruster des informations virtuelles sur une vision de la réalité (images, vidéos,…) en temps réel. Cette technologie peut être utilisée sur plusieurs supports et outils, notamment sur des lunettes connectées ou via une application pour les tablettes. En 2013, GRTgaz a lancé, avec Cap Gemini Consulting, un prototype sur l’un de ses sites en région parisienne. Développée sur tablette numérique, l’application de réalité augmentée accompagne les salariés de GRTgaz dans le cadre d’interventions complexes de maintenance et d’exploitation du réseau de transport du gaz. Elle permettra notamment d’augmenter la fiabilité et la performance du système de maintenance, d’après Frédéric Guillou. Cet outil

est particulièrement adapté aux attentes des jeunes générations de collaborateurs de GRTgaz, réceptifs aux apports que peuvent apporter les nouvelles technologies dans leur travail quotidien. Les premières expérimentations sur le terrain témoignent d’un bénéfice à la fois en termes de fiabilité et de rapidité d’exécution. La réussite de ce prototype a convaincu GRTgaz d’élargir le champ d’application de la réalité augmentée à la maintenance des 4 500 postes de livraison raccordés au réseau et d’explorer d’autres domaines aussi variés que le soudage ou la thermographie. Un autre prototype a également été mis en place, destiné aux collectivités locales et aux riverains, impactés par des projets d’implantation de nouvelles infrastructures sur leur territoire. Cette application permettrait à chaque employé de GRTgaz de présenter aux personnes concernées, via une tablette, l’implantation de la nouvelle installation. Outre une meilleure visualisation du projet, elle donne également la possibilité aux parties prenantes de se concerter avec l’entreprise pour améliorer son implantation physique dans les territoires. GRTgaz a placé l’innovation technologique au cœur de son projet de développement. L’entreprise souhaite, via ses nouvelles techniques, améliorer ses performances. Un enjeu à la fois économique, social et environnemental. Laura Icart

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 17

En bref… ENGIE ET NOVATEK : SIGNATURE D’UN CONTRAT À LONG TERME Le groupe gazier russe Novatek et le français Engie ont signé un accord de long terme pour livrer du gaz naturel liquéfié extrait sur la péninsule de Yamal dans l’Arctique russe. Engie recevra 1 million de tonnes de GNL par an à partir de 2018, pendant vingt-trois ans. Quatorze cargaisons seront livrées chaque année par les méthaniers brise-glace de Yamal LNG au terminal d’Engie à Montoir-deBretagne. « Ces volumes viendront compléter et diversifier le portefeuille d’approvisionnement long terme d’Engie, tout en permettant de répondre à la demande croissante en GNL et au souci de nos clients d’accéder à une énergie fiable et respectueuse de l’environnement », a déclaré Gérard Mestrallet, président-directeur général d’Engie. Le projet Yamal LNG, dont Novatek possède 60 %, est le premier projet de liquéfaction de gaz naturel de cette ampleur au-delà du cercle arctique. Yamal LNG sera l’une des plus grandes usines de liquéfaction au monde et devrait démarrer en 2017.

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TOTAL CÈDE À GAZPROM SA PARTICIPATION SUR LE PROJET CHTOKMAN Le groupe pétrolier français a officialisé le 24 juin son retrait du projet gazier Chtokman, dans l’Arctique russe. Total était à l’origine partenaire de ce projet avec Gazprom (51 %) et le norvégien Statoil (24 %). En 2012, lors de la renégociation de l’accord, les trois partenaires ne s’étaient pas entendus sur le cadre technologique et financier du projet et Statoil avait alors rendu sa part à Chtokman Development AG (le consortium développant le projet). Les sanctions infligées à la Russie dans le cadre de la crise ukrainienne et la difficulté d’exploitation du gisement due à sa situation géographique (il est situé en mer de Barents, au nord du cercle polaire) ont convaincu Total de transférer sa participation (25 %) à Gazprom qui détient désormais la totalité des parts. Toutefois, les réserves du gisement de Chtokman étant estimées à 3 800 milliards de mètres cubes, Total a confirmé son intérêt pour le projet et sa volonté de coopérer quand il rentrera dans une phase active.

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

GAZ DE BORDEAUX SE FAIT UNE PLACE SUR LE MARCHÉ NATIONAL DES FOURNISSEURS FRANÇAIS Sur un marché du gaz de plus en plus ouvert à la concurrence, Gaz de Bordeaux est sorti de son secteur historique (la Gironde) pour conquérir le marché professionnel français, jusqu’à se faire aujourd’hui une place de premier plan dans le paysage des fournisseurs nationaux de gaz naturel. Depuis octobre 2014, Gaz de Bordeaux a multiplié par 2,4 le nombre de professionnels qu’elle fournit, et ce dans tous les domaines (industries, collectivités, distribution, institutions…). « Nous sommes aujourd’hui présents dans tout l’Hexagone en fournissant 12 000 professionnels pour 7 térawattheures. Notre volume prévisionnel fourni aux professionnels français sera multiplié par 10 en 2015 par rapport en 2013. Nous réalisons maintenant 60 % de notre chiffre d’affaires endehors du territoire bordelais. Entreprise à taille humaine, nous devons cette réussite à notre expérience d’acteur historique, à notre expertise en matière d’ingénierie de prix et à notre souci permanent de la proximité et de la réactivité », explique Philippe Denis, directeur général de Gaz de Bordeaux. Un pari réussi qui fait de Gaz de Bordeaux la principale entreprise locale de commercialisation française à vendre du gaz naturel sur tout le territoire.

FIN DES TARIFS RÉGLEMENTÉS DE VENTE POUR LES PROFESSIONNELS Les offres au tarif réglementé de vente de gaz naturel vont progressivement disparaître pour les consommateurs non résidentiels. Au 1er janvier 2016, trois types de consommateurs devront avoir souscrit une offre de marché : • les consommateurs non résidentiels consommant plus de 30 mégawattheures (MWh) par an ; • les immeubles d’habitation qui consomment plus de 150 MWh par an ; • les entreprises locales de distribution consommant moins de 100 000 MWh par an. Les consommateurs concernés par la fin des tarifs réglementés peuvent le quitter à tout moment, sans préavis ni frais de résiliation. Les consommateurs qui n’auront pas souscrit d’offre de marché au 31 décembre 2015 basculeront automatiquement sur une offre de transition d’une durée maximale de six mois chez leur fournisseur historique. A l’issue des six mois, les consommateurs concernés devront avoir souscrit un contrat en offre de marché chez le fournisseur de leur choix. Dans le cas contraire, la fourniture d’énergie pourra ne plus être assurée. Les acheteurs publics soumis aux principes de la commande publique doivent engager dès à présent les démarches de publicité et de mise en concurrence. En effet, ils doivent conclure un contrat avec un fournisseur de leur choix avant le 31 décembre 2015, car ils ne peuvent pas bénéficier de l’offre de transition.

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TRIBUNE LIBRE GUILLAUME CHARON, spécialiste des marchés énergétiques

Pétrole et gaz de schiste : la onzième heure

imple vague ou lame de fond ? Révolution nord-américaine ou mondiale ? Swing production1 ou production de base ? Après plus de dix ans d’exploitation de pétrole et gaz de schiste, 2015 s’annonce comme une année décisive et riche en enseignements. Pétrole et gaz de schiste, de nouveaux paradigmes Après plus de dix ans d’exploitation, la production de gaz de schiste aux États-Unis atteint 380 Bm3 2, dépassant la production gazière cumulée de l’Amérique latine et de l’Afrique. Au terme de seulement sept années, la production de LTO3 avoisine 5 Mb/j4, un volume supérieur à la production de la mer du Nord et équivalent à la production de l’Afrique de l’Ouest. La production de pétrole et gaz de schiste totalise donc 12 Mbep/j, soit 5 % de la consommation d’énergie dans le monde. À titre indicatif, c’est équivalent au cumul des 5 Mb/j de pétrole ultra profond, des 2,5 Mb/j d’huile lourde et de la consommation totale d’énergies renouvelables5. Cette production remet en cause de nombreux paradigmes : la rareté des ressources d’hydrocarbures semble désormais toute relative ; les dépendances et flux énergétiques traditionnels sont en pleine révolution6 ; les scenarios long terme de prix sont revus à la baisse ; la compétitivité des ressources les plus chères (extra heavy oil, tar sands, arctique et certains projets GNL) est remise en cause ; la libéralisation des marchés gaziers7 s’accélère ; les compagnies pétrolières « traditionnelles » doivent réinventer leur stratégie ; l’Amérique du Nord se réindustrialise grâce à un avantage compétitif énergétique majeur8 ; la « fracturation » est une pièce majeure de la politique environnementale et de la diplomatie des États-Unis. 2015, une année décisive et riche d’enseignements En décidant de ne pas modifier ses quotas malgré la chute du prix du brut, l’Opep laisse le marché équilibrer l’offre et la demande9, espérant que le prix détourne du marché les barils les plus chers et notamment ceux de pétrole de schiste10. Loin de s’effondrer, la production de LTO résiste remarquablement, faisant fi de la chute du baril sous les 50 dollars. Tout comme en 2008 pour le gaz de schiste, l’effondrement des forages est freiné par le hedging11 et contrebalancé par une amélioration de la production par puits (imputable à des drains horizontaux plus longs, un focus sur les sweet spot et une amélioration du forage et de la fracturation). Loin de signifier un effondrement du pétrole et gaz de schiste, cette année 2015 pourrait bien au contraire signifier son avènement. Une reprise du forage et de la production du LTO nord-américain serait synonyme de nouveau coût marginal de production et pourquoi pas de nouveau scenario de prix à moyen terme.

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Sur le plan du GNL, l’annonce de nouveaux projets étatsuniens et canadiens est susceptible de saturer le marché mondial à moyen terme, au détriment des projets GNL les plus coûteux. Les premières cargaisons de GNL de Cheniere sont attendues en fin d’année et seront fortement suivies par les opérateurs pour leur impact sur le marché du GNL sur le prix du Henry Hub. À l’international, après les lancements de la production commerciale de shale gas en Argentine et en Chine, l’observation des coûts de production des prochains puits sera riche en enseignements quant au potentiel mondial du pétrole et gaz de schiste. Si le contexte de prix réduits ralentit certains développements de schiste, des acteurs pourraient profiter de la disponibilité de foreurs et frackeurs bon marché pour se lancer dans l’exploration. Les opérations d’acquisition peuvent permettre à certains pétroliers de rentrer sur le pétrole de schiste. Enfin, on attendra avec intérêt le rapport de l’EPA (Agence américaine de protection de l’environnement) sur l’impact environnemental de la fracturation12. Où en sont les développements au sein de l’Union européenne ? Depuis 2008, le déficit énergétique annuel de l’Union européenne est de l’ordre de 500 milliards de dollars, un montant supérieur à l’ensemble des exportations hors énergie13 de la zone ! Avec potentiellement des ressources techniquement récupérables (TRR14) de 600 TCF (trillion cubic feet) de gaz et de 14 milliards de barils d’huile, les schistes européens15 représentent respectivement l’équivalent de cinquante-huit et trois années d’importations de gaz et de pétrole de la zone, soit près de 7 400 milliards de dollars de facture énergétique16. Après les déceptions polonaises, seul le Royaume-Uni semble être sur la voie d’une exploitation commerciale d’ici 2020. Des pays a priori à moindre potentiel comme le Danemark et l’Espagne sont en phase d’exploration et les plus grands potentiels théoriques que sont la France ou l’Ukraine restent au point mort. Aux portes de l’Union européenne, l’exploration est en cours dans des pays comme l’Algérie, l’Arabie saoudite ou la Russie. Dans le reste du monde, seuls les ÉtatsUnis, le Canada, l’Argentine et la Chine sont dans une phase commerciale active. D’autres pays, tels l’Australie, l’Afrique du Sud, la Colombie ou l’Inde pourraient les rejoindre à terme, si les conditions le permettent. Quelles sont les déterminants susceptibles d’accélérer ou de freiner le pétrole et gaz de schiste en Europe ? La première condition d’un développement est d’ordre géologique. Si nous savons qu’il y a des quantités importantes d’hydrocarbures de schiste en Europe17, la première question est

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de savoir si la géologie permet d’envisager une production par puits satisfaisante pour être économiquement viable18. Seuls des puits pilotes peuvent valider ou infirmer le potentiel de production de la zone. S’il y a eu des déceptions en Pologne, les premiers résultats sont plutôt encourageants au Royaume-Uni. A priori, l’Europe n’est pas une exception géologique et certains bassins devraient donc être exploitables. La deuxième question est d’ordre économique. Les coûts de production des premiers puits pilote au Royaume-Uni, en Pologne ou en Hongrie dépassent les 14 dollars/MBTU19, ce qui est tout à fait normal en phase d’appréciation et qui correspond aux premiers puits chinois ou argentins. Il existe des divergences de points de vue quant à l’évolution de ces coûts. Certains experts les imaginent difficilement passer sous les 7-8 dollars/MBTU ou 70-80 dollars/ baril. Je suis pour ma part assez optimiste sur leur évolution. Le forage et la fracturation représentent près de 75 % des coûts de développement. Il est donc raisonnable d’imaginer dans un premier temps un surcoût important dû à l’importation du matériel et à l’expatriation des équipes. Néanmoins, une fois le potentiel d’exploitation identifié et les programmes de développement lancés, l’Europe peut s’appuyer sur de nombreux leaders pétroliers et parapétroliers20 pour acquérir des rigs, déployer des bases locales de fabrication d’équipements et développer un savoirfaire. Par ailleurs, la disponibilité d’infrastructures de transport et de traitement est aussi un facteur de coût important. Les bassins à proximité de réseaux existants devraient être les premiers à être exploités. Les autres surcoûts dépendent essentiellement de la règlementation qui peut influencer les coûts du forage, des liquides de fracturation, du traitement des eaux usées ou du torchage. Il y a quelques années, l’application de normes exigeantes (traitement des eaux usées, green completion, contrôle des fracturations par micro sismiques, etc.) était synonyme de surcoûts majeurs, peut-être rédhibitoires pour une exploitation responsable en Europe. Avec les progrès techniques et le regroupement des puits horizontaux à long déports sur un même site, les surcoûts liés à une réglementation exigeante deviennent limités. Il est donc tout à fait imaginable de produire du gaz à 3-5 dollars/MBTU (contre 2-3 aux États-Unis) et du LTO à 55-70 dollars/baril en Europe. Même avec des scenarios long terme de prix du brut à 70 dollars et de prix du gaz à 8-10 dollars/MBTU, l’industrie du pétrole et gaz de schiste peut donc émerger en Europe. Le principal obstacle réside dans l’acceptabilité des populations. Sur le plan environnemental, les hydrocarbures de rochemère suscitent des réactions bien différentes. Ses détracteurs préfèreront souligner les risques environnementaux de la fracturation, la consommation d’eau, les perturbations de l’activité et les émissions de gaz à effet de serre. À l’inverse, ses défenseurs retiendront ses faibles émissions en gaz à effet de serre (comparé au charbon), sa très faible consommation d’eau par unité d’énergie (comparé aux autres énergies, solaire, biocarburants, charbon, etc.) et son impact au sol et sous-sol maitrisé grâce à l’évolution de la réglementation et des techniques (puits multiples et monitoring). Pour que les populations acceptent le développement du pétrole et gaz de schiste, il faudra qu’elles

perçoivent son intérêt économique, géostratégique et environnemental. Son exploitation dépendra donc de l’aptitude des gouvernements et des pétroliers à proposer un modèle de développement responsable. L’identification des failles et des aquifères, le contrôle des fracturations par micro-sismique, les contraintes quant à la composition des liquides de fracturation et le contrôle de l’intégrité des puits sont des garde-fous susceptibles de limiter les risques. La pédagogie, la transparence des informations et l’encadrement par des commissions indépendantes d’experts sont des outils précieux. Une fiscalité permettant un partage juste de la rente entre État, pétrolier et populations limitrophes est un autre levier. J’espère pour ma part que les gouvernements sauront utiliser la manne du pétrole et gaz de schiste pour la transition énergétique et la protection des industries. À l’heure actuelle, l’exploitation du schiste peut apparaître pour l’Europe comme une solution long terme non adaptée à des problèmes de court terme (dépendance russe, coût de l’énergie, etc.). Alors que le débat sur le pétrole et gaz de schiste s’est parfois fort mal engagé, il est possible que certains politiques attendent que le Royaume-Uni ou le Danemark produisent de manière responsable pour se prononcer. Certains catalyseurs seraient hélas susceptibles de relancer rapidement le débat : faillites de groupes énergivores parmi les 300 sites énergivores européens (pétrochimie, aciérie, papeterie, cimenterie, etc.)21, évolution des approvisionnements russes ou algériens, reprise du prix du gaz, rapport de l’EPA… Guillaume Charon - gcharon@gmail.com Guillaume Charon est un spécialiste des marchés énergétiques. Il est notamment en charge de l’économie du gaz non conventionnel et de la scène énergétique à IFP Training. Vient de paraître : Gaz de schiste : la nouvelle donne énergétique Enjeux techniques, économiques, écologiques et géostratégiques Guillaume Charon, éditions Technip, octobre 2014. L’expression « schiste » fait référence aux hydrocarbures présents dans la roche-mère. 2 Billion cubic meters (en français milliards de mètres cubes). Le terme LTO (light tight oil) est utilisé aux États-Unis en référence au pétrole de réservoir à faible perméabilité, qui est essentiellement de roche-mère. 4 Millions de barils par jour. 5 Éolien, solaire, géothermie, biomasse et déchets. 6 En 2008, l’AIE anticipait pour 2015 une multiplication par six des importations de GNL en Amérique du Nord. 7 L’excédent gazier se déverse sur les marchés spot, remettant en cause certains contrats long terme. 8 En sept ans, les Etats-Unis sont passés du premier rang d’importateur mondial d’énergie au quatrième rang. En 2013, la production de schiste a permis de diminuer les importations gazières et pétrolières de respectivement 120 et 160 milliards de dollars. 9 Novembre 2014. 10 Dans un contexte de conflit en Syrie, au Yémen, en Irak et d’embargo sur l’Iran, il est également tentant d’imaginer une chute du prix du baril comme moyen de pression diplomatique. 11 En 2015, des acteurs comme Cabot O&G, Devon, Chesapeake ou EQT ont couvert entre 30 % et 60 % de leur production. D’autres comme Pioneer et Antero ont couvert plus de 90 % de leur production. 12 La publication de l’Agence américaine pour la protection de l’environnement étant prévue fin 2015–2016. 13 De l’ordre de 370 milliards de dollars entre 2008 et 2012. 14 Ces « ressources techniquement récupérables » publiées l’ARI (Advanced Resources International, consultant) et l’AIE représentent une estimation très approximative que seuls des projets pilotes pourront valider. 15 Hors Russie et Asie centrale. 16 Avec un prix du gaz de 10 dollars/MMBTU et un prix du brut à 80 dollars par baril. 17 Les centaines de puits d’exploration forés depuis plus d’un siècle ont identifié les roches-mères. 18 La production dépend de la richesse en hydrocarbures de la roche, du taux de récupération et de la longueur du drain en contact avec le réservoir. Le taux de récupération dépend de la capacité à créer de la perméabilité dans le réservoir et donc de récupérer les hydrocarbures piégés dans les pores. Des taux économiques doivent être supérieurs à 2-3 % pour l’huile et 15-20 % pour le gaz, pour des réservoirs raisonnablement riches en hydrocarbures. 19 Million british thermal units. 20 Présents notamment en mer du Nord et en France pour la fabrication de tête de puits, pipeline, pompes, équipements sismiques, etc. 21 L’énergie représentant 20 à 80 % du coût de production des produits. 1

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CONVENTION DE L’AFG

Bilan et perspectives gazières Près de 300 personnes étaient présentes à la convention « Bilan et perspectives gazières » organisée par l’AFG le 18 mars 2015. L’année écoulée a été riche d’enseignements pour le secteur gazier. Le gaz occupe une place de premier choix dans le mix énergétique mondial, avec une croissance toujours plus importante. À ce titre, le gaz va-t-il bénéficier de la baisse des prix du pétrole ? Comment se dessine les perspectives gazières sur le marché européen à court et moyen terme ? L’avenir du GNL commercialisé est-il toujours principalement dans le bassin asiatique ? La lutte contre le changement climatique va-t-elle peser sur la consommation mondiale de l’énergie ? Un enjeu primordial a été également évoqué lors de cette convention : la sécurité d’approvisionnement en gaz. Dans un contexte géopolitique tourmenté, notamment liée à la crise ukrainienne, quelles sont les ressources en gaz ? Comment la France fortement dépendante a-t-elle réussi à sécuriser sa politique d’approvisionnent ? Quels sont les outils à disposition du système gazier français et européen pour faire face à une éventuelle rupture ? Autant de questions auxquelles les intervenants se sont attachés à répondre lors de cet après-midi de débats.

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Ouverture Jérôme Ferrier, président de l’AFG et de l’UIG Le principal enseignement que je tirerai de l’année écoulée est que nous continuons de vivre un âge d’or malgré la chute des prix des produits pétroliers. Cela peut paraître un peu paradoxal au moment où beaucoup d’incertitudes se dressent devant nous, mais je conforterai cette opinion avec les dernières prévisions de l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Son rapport, publié en novembre 2014, montre que le gaz, qui représente aujourd’hui 21 % du mix énergétique mondial, en représentera 24 % en 2040. Cela peut paraître une croissance modeste, mais elle s’applique sur un bilan énergétique qui lui aura augmenté de 37 %. Cette croissance énergétique de 1 % par an sera elle-même assise sur une croissance économique estimée autour de 1,6 %. Le gaz est considéré comme l’énergie fossile dont la croissance devrait être la plus importante. De position de numéro trois aujourd’hui dans la balance énergétique mondiale, il passera en deuxième position et probablement en première position dans les années qui suivront. En effet, et je n’ai pas besoin de le rappeler devant un public aussi convaincu, le gaz est la plus propre — ou la moins sale — des énergies fossiles, la seule capable d’accompagner la transition énergétique. Le gaz est une énergie de transition et de destination. Nous essayons d’éviter le terme de transition qui laisse à penser qu’à terme seules les énergies renouvelables subsisteront. Cette échéance arrivera peut-être, mais nous ne la voyons pas bien aujourd’hui. D’ailleurs, l’AIE positionne la part des énergies fossiles, qui aujourd’hui représente 85 % dans la matrice énergétique mondiale, à 75 % à l’horizon 20402050. Nous aurons donc besoin durablement de toutes les énergies, à commencer par les renouvelables qui auront la part de croissance la plus forte, mais partant de très bas ; le charbon, lui, continuera malheureusement mais inexorablement de représenter une part encore significative. Les réserves sont là et les grands pays comme la Chine et l’Inde continuent d’asseoir leur croissance sur leurs réserves domestiques de charbon. Il n’empêche que ces pays traditionnellement charbonniers (la Chine, l’Inde mais aussi les États-Unis et l’Australie) sont tous en train de basculer progressivement vers le gaz. Aux États-Unis, ce sont les circonstances – le développement du gaz de schiste – qui font que ce pays devient exemplaire. En Chine, les autorités inscriront pour la première fois dans leur plan quinquennal une réduction de la part du charbon dans la matrice de génération électrique. Un autre signal fort adressé à la communauté internationale est la signature d’un grand contrat avec la Russie, conclu en fin d’année dernière et portant sur un approvisionnement par gazoduc de 38 milliards de mètres cubes par an de gaz en provenance de Sibérie orientale. Tous ces signaux sont extrêmement encourageants pour la famille gazière. L’Europe est aujourd’hui encore le grand absent de ces

Jérôme Ferrier. débats, et le gaz, au sein de l’Europe, est le grand oublié. Peut-être tétanisée par ses objectifs de réduction d’émissions de CO2, l’Europe a laissé pendant des années un vide considérable dans sa politique énergétique. Elle a affiché d’un côté des objectifs très ambitieux en termes de réduction d’émission de gaz à effet de serre, mais d’un autre côté laissé des pays comme l’Allemagne ou la Pologne redévelopper massivement des centrales au charbon. Ainsi les émissions de CO2 en Allemagne ont augmenté ces dernières années, malgré des dizaines de milliards d’euros de subventions consacrés aux renouvelables. C’est tout de même une forme d’échec d’une politique dont l’Allemagne pragmatique est en train de tirer les conséquences. Ainsi, il ne vous a pas échappé que la chancelière Angela Merkel a ouvert le thème des gaz de schiste en Allemagne, alors que le poids des Verts reste important dans ce pays. Le document de politique européenne « Energy Union Package », publié en février 2015, comporte une quinzaine de recommandations. Le gaz peut se retrouver de façon favorable dans au moins cinq d’entre elles. À travers ce document, des signaux sont envoyés, notamment pour de nouvelles interconnexions et infrastructures nécessaires pour améliorer la sécurité d’approvisionnement. Cette sécurité suppose une diversification et donc l’augmentation à terme des sources d’approvisionnement. On ne peut clamer la volonté de s’affranchir du gaz russe – qui est une vue de l’esprit sur le court terme – sans explorer les pistes d’approvisionnement des zones riches en gaz de la région caspienne (Turkménistan, Azerbaïdjan, Iran). Il conviendrait d’envoyer les bons signaux vers ces pays pour faire en sorte que les tuyaux ne se tournent pas tous vers l’Asie mais aussi vers l’Europe. Je vois dans la publication de ce document de politique européenne des signes encourageants. Il comporte des chiffres considérables : 2 000 milliards d’euros d’investissement à réaliser en infrastructures électriques et gazières sur la période 2015-2025. Cela ne signifie pas que

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l’Union européenne financera ces investissements mais qu’elle est prête à s’engager à les favoriser. Pour autant, nous commençons à percevoir ce qui a été réclamé par les gaziers depuis longtemps, à savoir que des signaux forts soient envoyés aux investisseurs et qu’une stabilité fiscale et juridique soit apportée. En France, le gaz a été le grand oublié du premier texte de loi sur la transition énergétique, ce dernier ne parlant que d’efficacité énergétique, d’électricité et d’énergies renouvelables. Il ne s’agit pas d’opposer l’électricité et le gaz, mais de rappeler que l’électricité est une énergie secondaire, au sens noble du terme : elle se génère à partir d’une énergie primaire qui peut être renouvelable, nucléaire ou fossile. Si personne ne conteste l’usage de l’électricité pour l’éclairage, il n’en est pas forcément de même pour le chauffage, le gaz ayant fait la preuve de son efficacité en la matière. Il est tout de même plus pertinent et plus économique de recourir au gaz pour se chauffer plutôt que d’utiliser de l’électricité qui aura été générée par des centrales au gaz, au pétrole, voire même au charbon. Il n’est d’ailleurs pas inutile de rappeler que la France a vu sa consommation en charbon progresser de 20 % ces cinq dernières années. Il ne faut pas hésiter à rappeler que notre énergie est la meilleure des énergies fossiles, la plus respectueuse de l’environnement. Nous l’avons dit et répété au gouverne-

ment. Nous lui avons dit que lorsqu’il fixe des objectifs de réduction d’énergies fossiles, il doit aussi savoir discriminer entre les énergies fossiles. Il ne peut pas traiter sur le même plan le charbon et le gaz. Ce discours, qui n’avait pas été repris au niveau de l’Assemblée nationale, a été entendu et repris au niveau du Sénat. Les douze amendements portés par l’AFG ont été intégrés par le Sénat. Je crains néanmoins que lors du nouveau passage du texte de loi à l’Assemblée nationale, certaines bonnes idées portées par le Sénat soient abandonnées. Les députés que nous avons rencontrés, même s’ils sont conscients de nos problématiques, préfèrent apparemment ne pas toucher au texte de loi qui vaut consensus et inscrire nos amendements dans les décrets d’application. Or, il est toujours plus facile de modifier un décret d’application qu’une loi. Nous aurions donc préféré retrouver nos préoccupations dans la loi plutôt que dans les décrets d’application. Certains signaux sont encourageants, aussi bien en Europe qu’en France, mais nous devons poursuivre notre combat. Pour cela, nous devons être présents. Nous devons être plus actifs en termes de communication. C’est ce que l’AFG s’efforce de faire, malgré des moyens qui restent modestes. L’AFG s’exprime aujourd’hui dans beaucoup de médias. Elle bénéficie d’une large audience et d’une réelle crédibilité.

Les enseignements des « Perspectives énergétiques mondiales 2014 » Ali Al-Saffar, membre de l’équipe rédactionnelle du World Energy Outlook, AIE Facteurs pour la demande Au cours de la dernière décennie, la demande mondiale en énergie a augmenté d’un tiers, notamment en raison de la Chine. Si nous essayons de prévoir ce qui se produira dans les vingt-cinq prochaines années, nous constatons que la demande des pays développés restera stable, même si l’énergie deviendra de plus en plus décarbonée. Concernant la Chine, nous voyons un recul important du taux de croissance de l’énergie car le pays se retire progressivement de l’industrie lourde et les politiques en matière d’efficacité énergétique commencent à avoir de l’effet. Nous devrions également assister à une baisse de la croissance économique et de la population mondiale. Ce sera dans le reste du monde, en particulier en Inde et au Moyen-Orient, que la majeure partie de la croissance de l’énergie sera attendue. Au cours des vingt-cinq dernières années, près d’un quart de l’augmentation de la demande énergétique a été satisfaite par le gaz, juste derrière le charbon. Lors des vingtcinq prochaines années, nous pensons que le gaz conservera la deuxième place dans le mix énergétique mondial, mais

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cette fois derrière les énergies renouvelables. D’ici 2040, le gaz pourrait bien devenir le premier carburant consommé dans le monde. Face à l’enjeu de la lutte contre le changement climatique, la réduction de toutes les émissions de gaz à effet de serre est une nécessité. Nous nous attendons à voir une augmentation des efforts à travers les politiques mises en œuvre afin de baisser les émissions de carbone provenant de toutes les sources de combustible, et même si nous optons de plus en plus pour le gaz, les problèmes écologiques devraient subsister. Un autre élément important est la position concurrentielle du gaz. L’Amérique du Nord devrait faire partie des régions affichant une croissance de la demande. Le gaz de schiste a permis au gaz peu cher de faire son entrée sur le marché et la politique des ÉtatsUnis est en train de changer, favorisant une hausse de la consommation du gaz. Au Moyen-Orient, l’immense base de ressources est un facteur potentiel de consommation. Cependant, le niveau d’incertitude reste élevé en termes de rentabilité, ce qui devra être résolu si le Moyen-Orient vient à développer ses réserves, très importantes. Toutefois, des

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mesures d’incitation existent déjà, notamment dues au fait que l’utilisation d’une quantité élevée de pétrole dans la région a des répercussions environnementales et économiques. En Chine, le principal critère n’est autre que le fait d’afficher une croissance moins génératrice de carbone et de diversifier le mix électrique. En Europe, il pourrait encore y avoir un marché en hausse pour le gaz, même si, selon nous, l’Europe devrait enregistrer la plus faible croissance de toutes les régions. Facteurs pour l’approvisionnement Concernant l’approvisionnement, le bilan est plutôt positif en termes de ressources gazières traditionnelles et non traditionnelles, que ce soit en termes de production totale que de nombre de pays producteurs. Selon nous, la production des ressources non conventionnelles devrait se situer en Amérique du Nord, en Australie, en Chine, en Inde, en Argentine et au Moyen-Orient. Nous percevons également la même tendance au niveau des marchés commerciaux : d’ici 2040, le volume de gaz naturel liquéfié (GNL) devrait doubler et le nombre de pays actifs dans le secteur du GNL devrait également progresser. À court terme, nous tablons sur de fortes capacités d’approvisionnement en GNL en provenance d’Australie et des États-Unis. L’Australie rencontre des problèmes en raison des coûts élevés de ses projets et parce que le marché est saturé. Cependant, la question essentielle reste de savoir où ira le gaz australien. La demande sur le marché asiatique n’existe pas nécessairement. L’Europe pourrait absorber une partie du gaz australien mais tout dépendra malgré tout de la capacité du gaz à concurrencer le charbon. Nous assistons pour l’instant à un phénomène de surabondance du charbon et la Chine remplace progressivement le charbon par le gaz. Les acheteurs du gaz veulent donc des prix inférieurs et les fournisseurs ont également besoin d’une politique incitative pour investir. Mais ce ne sera pas facile de combler cet écart. Pressions dues au changement climatique Tous ces besoins doivent être perçus dans le contexte du changement climatique. Si nous continuons dans notre trajectoire actuelle, nous avons calculé que le monde aura utilisé tout son budget énergétique considéré comme disponible d’ici 2040. Pour rester cohérent avec l’augmentation de 2 °C [en référence à l’objectif de la Convention cadre des Nations unies sur le changement climatique qui vise à limiter l’augmentation de la température à 2 °C par rapport à l’ère pré-industrielle, NDLR], le recours à tous les combustibles fossiles doit donc être réduit et même si les perspectives sont meilleures pour le gaz que le pétrole et le charbon, le gaz n’échappera pas aux pressions du changement climatique.

Ali Al-Saffar.

Débat De la salle Votre scénario reste-t-il valide malgré la baisse des prix des produits pétroliers et les effets possibles sur le gaz de schiste ? Ali Al-Saffar Les prix du pétrole ne devraient pas rester si bas éternellement, ce qui explique pourquoi nous devons soutenir le développement du gaz de schiste. De plus, la politique est un vecteur, tout comme l’économie, et certains pays devraient se préparer à soutenir le gaz de schiste comme une perte de la garantie de sécurité des approvisionnements et opter pour la décarbonisation de leurs systèmes énergétiques. De la salle Qu’en est-il de la concurrence entre le gaz et le pétrole, notamment par rapport aux carburants utilisés pour les transports ? Ali Al-Saffar Selon nous, la croissance relative la plus importante devrait concerner l’utilisation du gaz dans les camions et les navires, grâce au gaz naturel comprimé (GNC) et au gaz naturel liquéfié (GNL). Mais le problème reste d’assurer une infrastructure adaptée. De la salle L’utilisation des énergies renouvelables dans le secteur de l’électricité en Europe a eu un effet néfaste sur la demande de gaz, donc comment faire pour arrêter cette tendance ailleurs ? Ali Al-Saffar Cela dépend vraiment des politiques mises en œuvre et de la nature différente des marchés.

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TABLE RONDE 1

Contexte et panorama du marché du gaz Ont participé à cette table ronde : Thierry Bros, analyste senior, Société générale ; Armand Khayat, responsable au sein du département analyse marchés, Gas and Power, Total ; Sébastien Léger, partner, McKinsey & Company ; Évariste Nyouki, responsable de la recherché économique, GDF SUEZ Trading. La table ronde était animée par Georges Bouchard, délégué général de l’AFG.

Le stockage Les inquiétudes concernant le transit de gaz russe à travers l’Ukraine ont généré un différentiel de prix été/hiver favorable au stockage. Les volumes stockés ont ainsi augmenté entre fin 2013 et fin 2014 de manière significative (+ 9 milliards de mètres cubes). Plus généralement, l’année 2014 a démontré l’intérêt stratégique des stockages en termes de sécurité d’approvisionnement pour l’Europe. La production Entre 2013 et 2014, la production de l’Europe a baissé de 17 milliards de mètres cubes, dont 14,5 milliards de mètres cubes aux Pays-Bas en raison des restrictions imposées au gisement de Groningue.

Armand Khayat.

Évolution du marché européen du gaz à court terme Armand Khayat, Total La demande La demande globale de gaz dans l’Union européenne a baissé de 47 milliards de mètres cubes entre 2013 et 2014. La baisse est de 35 milliards de mètres cubes dans le secteur hors production électrique (essentiellement due à un effet climatique) et de 12 milliards de mètres cubes dans la production électrique. Sur la période 2010-2014, l’évolution de la demande hors production électrique est cependant relativement stable. En revanche, on observe nettement un déclin de la demande de gaz liée à la production d’électricité, au profit des énergies renouvelables et du charbon. Ainsi, en 2014, la part des énergies renouvelables, y compris hydro, dans la production d’électricité européenne atteint 28 %.

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Les importations Les importations ont baissé de 18 milliards de mètres cubes. 15 milliards de mètres cubes concernent la baisse des importations par gazoduc (pour l’essentiel en provenance de Russie) et 3 milliards de mètres cubes la baisse des importations par GNL. Les flux de Russie via l’Ukraine ont baissé de 25 milliards de mètres cubes mais ont été compensés par les flux directs (+ 10 milliards de mètres cubes). Le marché du GNL Entre 2011 et 2014, la production mondiale de GNL est restée stable à hauteur de 240 millions de tonnes. Toutefois, sur la même période, les importations de l’Europe ont été divisées par deux. Ces moindres besoins de l’Europe ont été compensés par des besoins plus élevés en Asie (Japon, Chine) et en Amérique du Sud (Brésil, Argentine). Conclusion La faiblesse de la demande de gaz dans la production d’électricité demeure un sujet de préoccupation. Par ailleurs, malgré l’atonie de la demande, le marché européen reste tendu, du fait des problématiques de production à Groningue et d’importation du gaz russe. En 2014, les stockages ont montré clairement leur intérêt pour faire face à ces problèmes. Enfin, l’impact des prix du pétrole est modéré à court terme mais pourrait avoir un impact à long terme sur l’offre.

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La demande de gaz pour la production d’électricité Sébastien Léger, McKinsey & Company Le marché européen de l’électricité Depuis 2006, la consommation d’électricité est restée stable, alors que la production des énergies renouvelables a connu une forte croissance (+ 16 % par an). La demande nette s’est ainsi inscrite dans une tendance baissière (- 1,7 % par an). Il est à noter que la prévision de la demande s’est avérée inférieure de 300 térawattheures par rapport à la projection établie avant la crise. L’impact sur le gaz Un grand nombre de centrales à gaz sont sous-utilisées et perdent beaucoup d’argent. En 2013, ces centrales, qui représentent plus de 200 gigawatts de génération conventionnelle, s’avèrent incapables de couvrir leurs coûts fixes en vendant l’électricité qu’elles produisent. Perspectives en Europe Les prévisions sur la période 2015-2020 font état d’une croissance continue de la production d’électricité à partir de ressources renouvelables. Dans le même temps, la demande globale devrait rester stable et la demande nette (production par des centrales électriques conventionnelles) devrait poursuivre sa décroissance sur un rythme de l’ordre de 2 % par an. L’utilisation moyenne des centrales à gaz et au charbon, qui s’établit à 40 % en 2013, devrait encore baisser pour atteindre 32 % en 2020. Le marché du gaz Le gaz est en compétition avec le charbon sur une quantité à produire qui tend à décroître. Cette compétition économique repose sur trois variables : le prix du gaz, le prix du charbon et le prix du CO2. Dans ce contexte, il apparaît que le prix du gaz européen ne permet pas d’être compétitif au regard des prix actuels du charbon et du CO2. Trois scénarios d’évolution de la demande de gaz Trois scénarios peuvent être mis en exergue s’agissant de l’évolution de la demande de gaz pour la production d’électricité en Europe. Le premier table sur une croissance économique modérée, un prix du gaz assez élevé et un prix du CO2 relativement faible. Ce scénario prévoit une décroissance lente et continue de la demande de gaz jusqu’en 2020, puis un rebond dans les années qui suivent. Le second scénario (qui est le scénario de référence) prévoit un rebond plus marqué lié à une croissance économique plus forte. Enfin, le troisième scénario (qui est le plus optimiste) table sur une renaissance du gaz, grâce à une croissance économique forte et surtout un prix élevé du CO2. Perspectives mondiales Dans le monde, la part du gaz dans le mix électrique devrait rester globalement stable d’ici à 2050). En Europe, elle

devrait rester stable à environ 25 %, au détriment du nucléaire et du charbon. En Chine, elle devrait doubler pour atteindre 13 % en 2050, parallèlement à un très fort développement du renouvelable et une baisse significative du charbon. Aux États-Unis, elle devrait augmenter fortement jusqu’en 2030, essentiellement aux dépens du charbon, puis baisser jusqu’en 2050 en raison du développement du renouvelable.

La demande de gaz en Europe à moyen terme

Sébastien Léger.

Thierry Bros, Société générale Le contrôle du prix du gaz en Europe La Russie et la Norvège bénéficient d’une situation de duopole en Europe, qui leur permet de maintenir leurs prix au niveau qu’ils souhaitent. Ils adaptent ainsi leurs volumes de production afin d’éviter que les prix ne tombent en-deçà du niveau de 5 à 6 dollars/MBTU, soit le niveau qui aurait permis précisément au gaz de devenir compétitif dans la génération électrique. Le déclin terminal du gaz En lieu et place d’un âge d’or du gaz, il conviendrait plutôt d’évoquer un déclin terminal. En effet, depuis 2005, la consommation d’énergie primaire en Europe a baissé de 9 %. Dans le même temps, la demande gazière a très fortement diminué. Cette tendance baissière de la demande de gaz est non seulement structurelle mais aussi conjoncturelle. Ainsi, la Russie, l’Union européenne et l’Ukraine forment un ménage à trois dans lequel les trois partenaires affichent des divergences de vues extrêmement profondes. La Russie tend à se détacher de l’Europe pour se tourner vers l’Asie. L’Ukraine ne veut pas de gaz russe mais souhaite en conserver le transit. Quant à l’Union européenne, elle cherche tant bien que mal à définir une politique énergétique commune. La politique énergétique européenne : échec ou succès ? Beaucoup de dirigeants d’entreprise considèrent que la politique énergétique européenne a été un échec puisqu’elle a consisté à verser pendant des années une rente pétrolière à l’Opep, une rente gazière à la Russie et une rente sur les énergies renouvelables à la Chine. Toutefois, ce constat n’est pas tout à fait exact. En effet, les objectifs « 3x20 » [- 20 % des émissions de gaz à effet de serre, augmentation de + 20 %

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Un marché qui reste confortable Toutefois, le marché du GNL en 2014 est resté confortable tout au long de l’année. La consommation mondiale a augmenté de 2 % (contre 1 % en 2013), avec néanmoins de grandes disparités. L’Asie et les pays de l’Amérique latine ont enregistré un ralentissement de la consommation. L’Europe a affiché une croissance nulle de sa consommation, alors que celle-ci avait décru de 24 % en 2013. Enfin, les États-Unis ont continué à voir décroître leur consommation de GNL. Le retour du GNL en Europe Cette détente du marché du GNL a contribué à ramener progressivement les cargos de GNL vers l’Europe. Ainsi, pour la première fois depuis l’accident de Fukushima, au mois de février les prix européens sont passés au-dessus des prix asiatiques. Dès lors, l’offre de GNL en Europe a augmenté.

Thierry Bros. d’efficacité énergétique et 20 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique de l’Union à l’horizon 2020, NDLR] ont permis de réduire la dépendance énergétique de l’Europe. En outre, la baisse du prix du pétrole est liée non seulement à la révolution du pétrole de schiste aux États-Unis, mais aussi au fait que tous les pays deviennent plus efficients. Le divorce entre la Russie et l’Europe Gazprom n’a pas obtenu l’autorisation d’utiliser à pleine capacité le gazoduc Opal. Gazprom devrait conserver une position majeure en Europe sur le continent, mais cette position sera sans doute plus faible que celle anticipée sur le marché downstream et du GNL. Conclusion Le gaz est souvent représenté par la couleur bleue ou verte. Malheureusement, il semble aujourd’hui associé à Bruxelles à la couleur rouge. Enfin, si l’âge d’or du gaz est une formule qui semble très éloignée de la réalité, le développement du gaz de schiste aux États-Unis constitue à l’inverse une véritable révolution.

Le marché du GNL : tendances récentes et perspectives Évariste Nyouki, GDF SUEZ Trading Évolution du prix du GNL Contrairement à ce qu’on pourrait penser, le prix du gaz est lié à court terme au prix du pétrole en Asie mais aussi indirectement en Europe. Ainsi, la forte baisse des prix du pétrole en fin d’année 2014 a eu pour effet d’entraîner une baisse des prix du GNL. Concrètement, les velléités de hausse des prix observées en début d’hiver ont été contrariées par la forte diminution des prix du pétrole.

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La réduction des écarts de prix entre marchés européens La détente sur le marché du GNL s’est accompagnée d’un resserrement des écarts de prix entre les marchés européens les plus dépendants de l’approvisionnement en GNL (AOC espagnol et PEG sud français) et les autres. À titre d’exemple, le spread entre le PEG sud et le PEG nord s’est réduit significativement en fin d’année pour être proche de zéro, lorsque le cours du pétrole a commencé à dévisser. Vers une modification de l’approvisionnement gazier européen ? Depuis 2011, année qui marque le début de l’effondrement du prix du charbon, la consommation de gaz a baissé de manière prononcée. Le marché européen a réussi à résister grâce notamment au détournement d’environ 40 bcm/an de GNL vers l’Asie, après la catastrophe de Fukushima. Toutefois, ces volumes de GNL pourraient revenir en Europe, à court terme par un phénomène de fermeture de l’arbitrage vers l’Asie et surtout à moyen terme avec l’arrivée de nouvelles capacités de liquéfaction. Ce retour du GNL pourrait ainsi modifier significativement l’approvisionnement gazier européen. Le bilan offre/demande de GNL Les capacités mondiales de liquéfaction devraient augmenter de 8 % par an en moyenne entre 2015 et 2017. Sur cette base, deux scénarios d’évolution de la consommation de GNL peuvent être définis. Dans le premier scénario, qui table sur une demande qui croît dans les mêmes proportions (+ 9 %), le marché du GNL sera équilibré mais au détriment du marché gazoduc. Dans le second scénario, qui prévoit une demande plus modérée (+ 3 %), le marché du GNL affichera une situation de surplus massif. Le GNL dans la matrice énergétique globale Depuis plusieurs années, en termes de consommation énergétique mondiale, le gaz perd des parts de marché par rapport au charbon. Dans ce contexte, le GNL semble voué à ne rester uniquement présent que sur les marchés

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asiatiques (Japon, Chine, Corée du Sud) et européen. Son avenir semble incertain et il n’est pas à l’abri d’un effondrement de ses prix. Seule une remontée des cours du pétrole pourrait remettre en cause ces perspectives et redonner au GNL la place qu’il mérite.

Débat Jérôme Ferrier Si on peut effectivement parler d’un âge d’or du gaz pour les États-Unis, l’Asie et le Moyen-Orient, il n’en est pas de même s’agissant de l’Europe. Cela étant, le document « Energy Union Package » donne quelques motifs d’espoir pour le gaz. De la salle Aucun intervenant n’a évoqué la divergence entre les prix à long terme et les prix spots, une problématique qui était pourtant souvent évoquée il y a encore quelques années. Évariste Nyouki Depuis 2009, les prix spots sont globalement inférieurs aux prix de long terme indexés pétrole. Cet indicateur n’est donc plus réellement suivi en Europe, mais il l’est encore en Asie où interviennent des substitutions physiques avec le pétrole. Thierry Bros Aujourd’hui, plus de 50 % des volumes sont indexés spots en Europe. De la salle Quelle est la probabilité de mise en place d’une taxe carbone et son éventuel impact sur le gaz ? Armand Khayat La Commission européenne maintient ses objectifs de réduction de 40 % des émissions de CO2 entre 1990 et 2030. En revanche, elle n’affiche pas la volonté d’instaurer une taxe carbone, même si le système actuel n’a pas donné toute satisfaction. Sébastien Léger En termes d’impact, un prix du CO2 de l’ordre de 25 à 30 euros la tonne permettrait de quasiment doubler la consommation de gaz dans le secteur électrique. De la salle Quelle est votre opinion sur le comportement de Gazprom à l’égard du marché européen ? Thierry Bros Jusqu’à récemment, Gazprom poursuivait une stratégie en Europe que l’on pourrait qualifier d’économiquement raisonnable. Aujourd’hui, cette stratégie n’a pas changé de manière significative même si elle est peut-être moins lisible.

Évariste Nyouki. Armand Khayat Gazprom entend poursuivre son approvisionnement de l’Europe à hauteur de 30 % de la consommation européenne de gaz, soit des flux de l’ordre de 150 à 180 gigamètres cubes par an. La Russie souhaite maximiser ses recettes et ne sera sans doute pas encline à changer radicalement sa politique d’exportation vers l’Europe. De la salle Est-il pertinent d’analyser la politique du gaz en Europe uniquement sous le prisme des volumes ? En effet, il est demandé au gaz aujourd’hui d’être une énergie complémentaire, plus respectueuse de l’environnement. Armand Khayat L’analyse par les volumes permet de mettre en « images » les évolutions du marché du gaz, par exemple celle de son utilisation dans la production d’électricité. À ce sujet, on constate que le gaz cède de la place à du charbon importé et que l’arbitrage en faveur de ce dernier est d’ordre économique, sans considération environnementale ni d’autosuffisance énergétique. De la salle Quelles sont les perspectives du gaz dans les domaines du chauffage et de la climatisation ? Armand Khayat Sur la période 2010-2014, la faible augmentation de la température terrestre n’entraîne pas un déplacement de la consommation de gaz pour le chauffage vers la climatisation. La consommation de gaz dans le chauffage demeure très importante au regard de celle observée dans la climatisation.

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cation obligatoire au 1er octobre 2015. Après une très large concertation et sur proposition des transporteurs, la CRE a décidé de ne pas demander un délai supplémentaire. Le code sera mis en place en deux étapes. Au 1er avril, les transporteurs sont tenus d’améliorer l’information donnée aux expéditeurs et tout déséquilibre sera facturé dès le premier kilowattheure. Au 1er octobre, les tolérances seront supprimées. La réduction du nombre de places de marché La réduction du nombre de places de marché se poursuit. Au 1er avril 2015, GRTgaz et TIGF lanceront la « Trading Region South », une zone de marché avec un prix du gaz, un PEG commun et deux zones d’équilibrage. En 2018, une place de marché unique sera créée en France. © Gaël Kazaz

Dominique Jamme.

Bilan du marché français par la CRE Dominique Jamme, directeur des réseaux, Commission de régulation de l’énergie (CRE) L’ouverture des marchés de détail En 2015, l’ouverture des marchés de détail s’est accélérée. Sur 11,3 millions de sites consommant du gaz en France, 3,9 millions sont en offre de marché et 7,4 millions au tarif réglementé de vente (TRV). En termes de consommation, les fournisseurs nouveaux entrants possèdent 17 % des volumes sur le marché résidentiel et 54 % sur le marché non résidentiel, soit une part de marché de 44 %. Cette dynamique a vocation à s’accélérer sous l’effet de la fin des TRV pour les entreprises et les grandes copropriétés. À ce jour, 17 000 sites n’ont pas choisi d’offre de marché et étaient en offre de transition jusqu’au 30 juin 2015. La détente du marché au sud La baisse des prix du GNL en Asie a entraîné un retour du GNL en France et en Europe. Ainsi, au quatrième trimestre 2014, 31 déchargements nets ont été enregistrés aux terminaux de Fos, contre 21 à la même période en 2013. Cela a eu pour conséquence une forte diminution du spread nord-sud depuis la fin octobre 2014. Le taux d’utilisation de la liaison nord-sud est tombé à près de 80 %, contre 99 % au quatrième trimestre 2013. Depuis un an, les capacités nord-sud sont allouées par un mécanisme de marché. Les prix d’adjudication plus faibles observés cette année sont en cohérence avec le niveau de spread observé et reflètent les anticipations des acteurs de marchés quant à l’évolution future des prix au sud. Le marché s’attend à que la détente se poursuive jusqu’à l’horizon de vente des capacités, c’est-à-dire 2018. La mise en place de l’équilibrage cible Le code de réseau européen sur l’équilibrage sera d’appli-

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La reconduction des mesures transitoires d’hiver À l’hiver 2014-2015, le régulateur a initié des mesures transitoires qui pourraient être reconduites les prochaines années. Ces mesures portaient sur l’optimisation de la répartition des flux physiques entre GRTgaz et TIGF aux interconnexions physiques Cruzy et Castillon, la poursuite du renforcement du service de joint transport storage (JTS), le lissage de la disponibilité de l’interruptible à la liaison nord-sud et l’incitation à l’utilisation des terminaux méthaniers de Fos. Le stockage Une consultation publique de la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) est en cours sur une éventuelle évolution du régime d’accès aux capacités de stockage. À cet égard, la position de la CRE est qu’une forte extension du périmètre des obligations de stockage devrait s’accompagner d’une régulation des tarifs de stockage. Les enjeux européens 1. Midcat Le premier enjeu européen est celui des infrastructures. À l’occasion du sommet quadripartite du 4 mars 2015, il a été décidé de constituer un « groupe de haut niveau » chargé d’étudier la faisabilité technique et économique ainsi que l’intérêt du projet Midcat (nouvelle interconnexion entre la France et l’Espagne à l’est des Pyrénées). 2. La reset clause Le code réseau « tarifs » vise à encadrer la façon dont les capacités de transport aux interconnexions sont tarifées par les régulateurs nationaux. Or, de nombreux expéditeurs ont demandé que ce code prévoie une « one off reset clause », à savoir une clause qui permet à tous les acteurs détenant des capacités de long terme de s’en débarrasser. Les régulateurs européens ne sont pas favorables à cette demande car elle augmenterait mécaniquement les tarifs de transport pour les clients captifs. 3. La sécurité d’approvisionnement La Commission européenne a lancé une consultation sur une nouvelle révision du règlement sur la sécurité d’approvisionnement. L’objectif est une révision avant la fin de l’année 2015.

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Les enjeux nationaux 1. La conversion de la zone B en gaz H Au 1er avril 2013, les zones de marché Nord H et B ont été fusionnées. La fin des contrats d’approvisionnement en gaz B étant programmée pour 2029, la DGEC a engagé des travaux afin d’assurer la conversion. Il est à noter que le projet de loi sur la transition énergétique prévoit la réalisation d’une évaluation technico-économique par la CRE afin de s’assurer que l’ensemble des dépenses soient engagées pour ce projet de façon optimale pour la collectivité. 2. Le projet de compteur Gazpar Le projet de compteur évolué de GrDF (Gazpar) a été lancé officiellement. La CRE a mis en place un mécanisme de régulation incitative qui a pour objet d’inciter l’opérateur à déployer dans les meilleures conditions de délai, de coût et de qualité. Les premiers déploiements interviendront en 2016 (150 000 compteurs) et 2017 (1 million de compteurs).

3. La loi relative à la transition énergétique Le projet de loi sur la transition énergétique n’est pas spécialement favorable au développement de la filière gaz. Il prévoit ainsi une réduction de la consommation énergétique totale des énergies fossiles de 30 % en 2030, avec toutefois une modulation de l’objectif par énergie fossile en fonction du facteur d’émissions de gaz à effet de serre. Il comporte également une disposition qui ouvre la possibilité à de « l’effacement » en gaz. 4. La programmation pluriannuelle des énergies Enfin, la DGEC a lancé les travaux sur la programmation pluriannuelle des énergies (PPE). Une large concertation sera menée sur le sujet. Elle sera primordiale pour la future place du gaz sur le marché français.

TABLE RONDE 2

La sécurité d’approvisionnement en gaz : où en est-on ? Ont participé à cette table ronde : Monique Delamare, directrice générale, TIGF S.A. ; Sophie Rémont, sous-directrice de la sécurité d’approvisionnement et nouveaux produits énergétiques, ministère de l’Écologie, du développement durable et de l’énergie (MEDDE) ; Geoffroy Hureau, secrétaire général, Cedigaz ; Christophe Poillion, directeur des affaires européennes, GRTgaz ; Fabrice Noilhan, responsable du pôle études et développement, EDF. La table ronde était animée par Madeleine Lafon, directrice des affaires publiques et de la communication, AFG.

L’approvisionnement gazier européen : état des lieux et perspectives Geoffroy Hureau, Cedigaz Les flux gaziers vers l’Europe En 2013, la demande gazière européenne s’est élevée à 512 giga mètres cubes. Un peu plus de la moitié (53 %) a été satisfaite par la production européenne. Cette dernière est assurée principalement par trois pays : la Norvège (40 %), les Pays-Bas (30 %) et le Royaume-Uni (14 %). Elle devrait néanmoins décliner rapidement dans les prochaines années. La Russie représente 30 % des importations de gaz en Europe. Environ 50 % des volumes russes transitent par l’Ukraine, ce qui correspond à environ 16 % des besoins

Geoffroy Hureau. o

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pal fournisseur de l’Europe. En revanche, le transit à travers l’Ukraine risque d’être remis en cause. Cette nouvelle stratégie de Gazprom, consistant à livrer le gaz à la frontière, posera de nouveaux défis aux Européens, notamment en termes de construction d’infrastructures.

Stress tests et mesures à court terme pour améliorer la sécurité d’approvisionnement Christophe Poillion, GRTgaz À la demande de la Commission européenne, l’Entsog et le GIE ont effectué des stress tests afin de déterminer dans quelle mesure les infrastructures européennes étaient capables à court terme de répondre à une crise ukrainienne et/ou russe.

Christophe Poillion. européens. Certains pays européens (pays baltes, Finlande, Danemark, Roumanie, Hongrie, etc.) restent néanmoins très dépendants du gaz russe. Les risques d’approvisionnement hivernal Selon les stimulations de l’Entsog , l’Europe est à même de faire face à une augmentation significative de la demande, par exemple dans le cadre d’une vague de froid durant deux semaines, même si certains pays comme la Finlande seraient davantage exposés. La demande gazière en 2035 La demande gazière devrait progresser assez faiblement, de 512 giga mètres cubes en 2013 à 585 en 2035. Cette croissance sera issue principalement du secteur électrique, qui pourrait rebondir après 2020. Dans le même temps, la production européenne devrait baisser fortement alors que les importations devraient croître massivement, avec pour effet d’augmenter la dépendance extérieure de l’Europe, notamment vis-à-vis du gaz russe. Réduire la dépendance à la Russie Si l’on examine les moyens de réduire la dépendance à la Russie, on s’aperçoit que les sources alternatives d’approvisionnement sont limitées. En effet, un approvisionnement par gazoduc s’avère complexe, du fait de risques géopolitiques (Irak, Iran, Libye, Israël), de coûts élevés (Azerbaïdjan) ou de situations d’enclavement (Turkménistan). En outre, un approvisionnement en GNL n’est pas assuré du fait de la concurrence asiatique et nécessite des investissements en infrastructures de transport. Un autre moyen consiste à réduire la demande gazière par des substitutions (une solution difficile à mettre en œuvre) et une plus grande efficacité énergétique. Conclusion La dépendance extérieure de l’Europe devrait augmenter fortement d’ici à 2035 et la Russie devrait rester le princi-

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Les premières conclusions des stress tests Les stress tests ont mis en évidence le rôle fondamental des stockages dans la sécurité d’approvisionnement en Europe. Ainsi, grâce à un niveau de gaz plus important dans les stockages, l’impact potentiel d’une crise russe et/ou ukrainienne a été significativement réduit en termes de nombre de pays impactés. Les stress tests ont également montré que l’utilisation de terminaux GNL permettait de limiter les délestages et donc de mieux affronter la crise. De même, les interconnexions et les flux rebours sont des dispositifs utiles en cas de crise. En cas de crise ukrainienne et pour une durée d’un mois, un apport de GNL supplémentaire ne s’avère pas nécessaire. En revanche, en cas de crise plus sévère, le recours aux terminaux méthaniers se révèle indispensable. La coopération entre les États membres ne réduit pas la pénurie de gaz, mais facilite la gestion de crise dans chaque pays, en raison d’un volume de délestable par pays plus faible, qui est donc plus facilement gérable. Les mesures à court terme Les mesures à court terme préconisées pour affronter une éventuelle crise sont d’abord la mise en place d’un outil de simulation unique afin de collecter les informations et de prendre les bonnes décisions. Deuxièmement, dans les pays potentiellement impactés par une crise russe ou ukrainienne, il est proposé de mettre en œuvre des mesures de réduction de la consommation. Troisièmement, il est préconisé de promouvoir des mesures qui adressent les bons signaux pour une utilisation maximale des stockages. Quatrièmement, les capacités d’interconnexion et les flux rebours doivent pouvoir être utilisés au maximum. Cinquièmement, il est évoqué la possibilité d’utiliser des terminaux flottants dans les zones impactées. Sixièmement, il est recommandé d’anticiper la coopération entre les opérateurs d’infrastructures et les États membres en cas de crise. Enfin, aucune mesure de court terme spécifique n’a été identifiée concernant la production européenne de gaz.

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Le rôle de l’État en matière de sécurité d’approvisionnement en gaz Sophie Rémont, MEDDE Une vision prospective et pluriannuelle L’État a développé une vision prospective à travers le plan indicatif pluriannuel des investissements (PIP), qui offre une vision partagée de l’offre et de la demande de gaz, ainsi que des besoins en termes de développements d’infrastructures. Le projet de loi relatif à la transition énergétique affiche en outre l’objectif ambitieux de transformer le PIP en programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui portera sur l’ensemble des énergies. Dans ce travail de prospective, il convient de prendre en compte les caractéristiques du système gazier français. Celui-ci est quasiment dépendant à 100 % des importations. La France joue un rôle en « bout de chaîne », notamment pour le gaz russe. En outre, elle a développé de nombreuses capacités d’entrée et de sortie et la consommation est très saisonnière. Il faut donc réfléchir dans ce cadre, avec un réseau de transport qui reste encore congestionné entre le nord et le sud. Les obligations de service public et leur évolution 1. Des obligations de résultats et de moyens La sécurité d’approvisionnement passe par la diversification des sources et des routes. Cette diversification des sources se traduit notamment dans les obligations de résultat qu’ont les fournisseurs. Ces derniers doivent assurer la continuité d’approvisionnement des consommateurs malgré la disparition pendant six mois de la principale source et assurer l’approvisionnement par un minimum de points d’entrée. Les fournisseurs sont également soumis à une obligation de moyens portant sur le stockage. Toutefois, le dispositif actuel n’étant pas totalement satisfaisant, la DGEC a lancé en mars 2015 une consultation publique qui vise à répondre aux difficultés structurelles des opérateurs de stockage avec des conséquences pour la sécurité d’approvisionnement. 2. Les difficultés du stockage Plusieurs éléments conjoncturels et structurels impactent le stockage et expliquent aujourd’hui la baisse de souscription : la hausse de la concurrence entre les infrastructures, la baisse de la consommation européenne de gaz, la baisse du spread de prix entre l’été et l’hiver. Parce que le marché gazier ne valorise pas suffisamment la valeur du stockage pour la collectivité, les souscriptions de capacités de stockage tendent à diminuer. Cette baisse progressive de la souscription a conduit les opérateurs gaziers à mettre sous cocon des capacités depuis 2013, une démarche qui pourrait être irréversible. 3. Les pistes d’évolution Le maintien et l’utilisation d’une proportion suffisante de capacités de stockage est indispensable pour assurer la

Sophie Rémont. sécurité d’approvisionnement et le bon fonctionnement des réseaux. Pour que les capacités de stockage soient souscrites dans toutes les conditions de marché, deux pistes sont proposées dans la consultation. La première piste consiste à créer une obligation de stockage significative qui pourrait couvrir entre 70 % et 100 % des capacités et qui serait contrebalancée par des tarifs régulés. La deuxième piste consiste à imposer aux opérateurs de stockage de commercialiser leurs capacités à l’aide d’enchères. Les mesures de sauvegarde Le texte de référence en matière de mesures de sauvegarde est l’arrêté du 28 novembre 2013. Il comporte un plan d’urgence qui définit deux niveaux d’alerte et un niveau d’urgence, auxquels sont associées différentes mesures notamment de délestage. Par ailleurs, dans le cadre de la concertation gaz, des travaux ont été menés sur l’ordre des délestages. Enfin, la réglementation européenne sur la sécurité d’approvisionnement devrait prochainement évoluer, selon deux axes principaux : le renforcement de la coopération régionale et le développement de la solidarité entre États membres.

Le stockage : un outil clé de la sécurité d’approvisionnement Monique Delamare, TIGF S.A. Les outils de flexibilité Pour garantir la sécurité d’approvisionnement, il faut en premier lieu des outils de flexibilité diversifiés. Ces outils sont complémentaires et de trois ordres. Il s’agit d’abord des outils de réseau de transport. Les sources d’approvisionnement étant de plus en plus lointaines, les réseaux de transport seront de plus en plus longs pour parvenir jusqu’au consommateur final et donc soumis à des risques

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être conscient que le coût d’accès au stockage ne peut être réduit à un prix commercial indexé sur le spread été-hiver. En effet, ce dernier est un tarif de court terme qui ne prend pas en compte les risques encourus par les opérateurs, les investissements qu’ils consentent et la complexité de l’exploitation d’un objet géologique. Conclusion Aujourd’hui, la sécurité d’approvisionnement est associée à des objectifs fixés par l’autorité de tutelle, en volumes et en vitesse. À cet égard, il convient de rappeler que ces deux objectifs « vitesse » et « volumes » ne sont pas dissociables. Quelle que soit l’évolution du cadre réglementaire en cours de discussion, celle-ci devra prendre en compte la nécessité de remplir les stockages au début de l’hiver pour pouvoir pleinement assurer leur obligation de sécurité d’approvisionnement.

Monique Delamare. techniques accrus de défaillance. Le deuxième outil de flexibilité est le GNL. Le marché du GNL est fortement concurrentiel et il s’avère par conséquent difficile de compter sur cet outil quand survient une crise. Le troisième outil de flexibilité est le stockage. Il est efficace, comme le montre l’exemple de la crise de février 2012, mais ses capacités restent limitées et ne devraient pas croître dans les prochaines années. Le stockage présente néanmoins l’avantage d’une grande proximité avec le consommateur final. Le réseau de transport et le GNL sont utilisés pour couvrir un bandeau de consommation, alors que les stockages sont de plus en plus utilisés pour à la fois couvrir la pointe de consommation et assurer le transit vers les pays voisins. Le stockage, outil incontournable de la sécurité d’approvisionnement Le stockage représente une assurance aux risques exceptionnels, que ce soient des risques géopolitiques ou techniques. L’absence de souscription aux capacités de stockage entraînerait nécessairement un coût très élevé pour l’ensemble du marché. À cet égard, il convient de rappeler que le stockage ne représente que 5 % de la facture du consommateur final. Pour assurer la sécurité d’approvisionnement, les opérateurs de stockage font preuve de réelles capacités d’adaptation. Certes, l’année 2013 a été une anomalie pour le stockage mais les opérateurs savent adapter leurs offres de manière à répondre aux besoins du marché. Ils investissent dans des installations fiables, disponibles et optimisées, et ils apportent un soutien aux gestionnaires de réseaux de transport. Dans le système actuel de l’accès des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel (ATS), ils ont adapté leurs offres de manière à répondre aux besoins du marché, ils ont investi dans des installations fiables, disponibles et optimisées, et ils ont apporté un soutien aux gestionnaires de réseaux de transport. Certains considèrent que le coût du stockage est trop élevé. Or, il faut

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Bâtir une nouvelle politique de sécurité des approvisionnements Fabrice Noilhan, EDF L’Europe n’est plus un marché de référence au niveau mondial Il y a vingt ans, l’Europe connaissait une croissance importante de la demande. Aujourd’hui, celle-ci baisse d’année en année (- 9 % en 2014). Selon l’AIE, le retour d’une demande européenne au niveau de celui de 2010 est prévu à l’horizon 2030. Cette incertitude concernant la demande incite naturellement les acteurs comme EDF à la plus grande prudence en termes d’achat de gaz. La deuxième problématique est celle de l’offre. L’Europe du gaz s’est construite il y a environ quarante ans autour d’un marché attractif pour les producteurs et de surcroît captif. Aujourd’hui, l’Europe n’est plus un marché de choix évident. Les producteurs cherchent désormais des marchés plus prometteurs. L’Europe est ainsi devenue un marché par défaut. Si l’on prend l’exemple des flux de GNL par zone géographique, on constate que l’Europe devient un marché de moins en moins important (15 % en 2014, contre 30 % en 2010). Les flux de GNL se détournent de l’Europe à un rythme préoccupant. En outre, les retours observés actuellement vers le continent européen ne sont pas le résultat d’un regain d’attractivité mais d’un ralentissement de la demande asiatique. Nos infrastructures d’importation doivent être adaptées L’Europe n’a pas non plus été particulièrement efficace en termes de développement d’infrastructures. À titre d’exemple, le projet d’importation de gaz d’Azerbaïdjan est évoqué depuis 2003 sans qu’aucune réalisation concrète ne soit encore visible. De même, les capacités d’importation par gazoduc de l’Algérie vers l’Italie et l’Espagne sont utilisées à moins de 50 %. Une incertitude demeure sur les flux

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

d’importation en provenance de Russie. Quelle est la perspective donnée à la Russie et à Gazprom sur l’utilisation du gaz et les approvisionnements européens ? Force est de constater que la Russie a décidé d’annuler South Stream et annonce clairement que parmi les infrastructures existantes, elle n’utilisera à partir de 2020 que Nord Stream, Yamal Europe et Blue Stream. Cette situation représente un risque de disparition de près de 50 milliards de mètres cubes par an d’approvisionnement et l’Europe se doit de trouver aujourd’hui une solution à ce problème. Des besoins d’importation en augmentation Les besoins d’importation de gaz en Europe augmentent, alors que les contrats de long terme (c’est-à-dire les engagements d’achat des fournisseurs pour l’Europe) diminuent sensiblement. Ainsi, d’ici à 2025, l’Europe devrait sécuriser plus de 140 milliards de mètres cubes de gaz par an supplémentaires. Elle est donc aujourd’hui face à un choix essentiel : soit elle accepte la volatilité des prix et son impact inévitable sur la compétitivité de son économie, soit elle rebâtit une attractivité pour son marché gazier et construit de nouveaux partenariats entre les producteurs et les entreprises importatrices, de manière à sécuriser son approvisionnement et limiter l’influence de facteurs extérieurs.

Fabrice Noilhan.

Débat De la salle Le recours au biogaz ne pourrait-il pas être une solution à la situation de dépendance gazière ?

Christophe Poillion La mise en œuvre d’investissements permet à la fois de favoriser la concurrence et de renforcer la sécurité d’approvisionnement, au bénéfice du client final.

Sophie Rémont Le développement du biogaz est un des axes mis en avant dans le projet de loi sur la transition énergétique.

De la salle J’observe que malgré la baisse brutale du prix du pétrole, le spread Europe/États-Unis est resté très élevé.

Monique Delamare Une filière biométhane se met en place progressivement en France.

Fabrice Noilhan Au-delà de la chute du cours du pétrole, l’évolution du cours de change euro/dollar a un impact fort sur ce spread. Aujourd’hui, le coût du gaz est de 7 dollars par MBTU en Europe contre 3 dollars aux États-Unis. Pour autant, ce différentiel de prix pourrait ne pas être suffisant pour rentabiliser l’ensemble de la chaîne GNL et attirer sur le long terme le gaz américain vers l’Europe.

De la salle De quelle façon peut-on investir dans d’autres moyens d’approvisionnement tout en conservant un prix du gaz peu élevé ?

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 35

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

GRAND TÉMOIGNAGE

Sandra Lagumina, directrice générale, GrDF

Sandra Lagumina. Indéniablement, nous vivons une très forte transformation sur le marché de l’énergie. La transition énergétique rendra sans doute les modèles beaucoup moins simples à exploiter, mais elle va aussi offrir de formidables opportunités. La consommation mondiale du gaz va continuer à augmenter dans les années à venir, tirée de plus en plus par des usages nouveaux comme la mobilité (transport routier, transport maritime, rail) ou dans des territoires où le gaz sera choisi pour ses vertus environnementales. En Europe, la situation est plus difficile. La consommation continue à croître, mais à un rythme lent, en raison de la faible croissance économique mais aussi de facteurs positifs comme la maîtrise de la demande de l’énergie. La Commission européenne alerte régulièrement sur les risques qui pèsent en termes de sécurité d’approvisionnement. Ces risques sont réels pour certains pays de l’Union, mais il est vrai que les choix faits par la France en termes de diversité des sources font que notre pays n’est pas confronté à un risque aussi élevé autour de la sécurité d’approvisionnement. Paradoxalement, la France est un pays peu gazier. Alors que 80 % des Français pourraient se raccorder au réseau de gaz, seulement 11 millions en consomment. Nous observons régulièrement des dé-raccordements de clients ces dernières années (jusqu’à – 70 000 clients en 2011), même si la tendance des dernières années est moins prononcée (- 11 000 en 2014), d’ailleurs l’année 2015 se présente mieux que prévu. Il faut donc redonner l’envie de consommer du gaz, dans un marché qui se structure de plus en plus par la demande.

36 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3

Que veulent les clients ? Les consommateurs, les collectivités publiques et les industriels veulent comprendre, choisir et avoir la main sur la consommation énergétique. Les clients sont de plus en plus exigeants, ils se transforment. Ils souhaitent bénéficier d’une relation de personnalisation des services et surtout une relation continue. À GrDF, notre conception est simple : le consommateur a les clés de l’avenir du gaz. Il peut choisir, presque du jour au lendemain, de se passer du gaz. Il veut aussi apprendre à mieux consommer. Bien que nous disposions du gaz, des infrastructures, d’un savoir-faire, bien que nous soyons persuadés qu’il est une bonne énergie et une solution pragmatique à la transition énergétique, nous avons eu pendant longtemps « le gaz honteux », c’est-à-dire cette difficulté à faire valoir nos arguments notamment auprès des décideurs politiques. Aujourd’hui, nous devons être plus présents dans les débats. Le projet de loi sur la transition énergétique comporte néanmoins quatre grandes avancées. La première est un message positif sur le biométhane, avec un objectif de 10 % dans les réseaux à l’horizon 2030. La deuxième avancée est l’élargissement de la notion de véhicule propre, afin que celle-ci ne soit pas uniquement ramenée au véhicule électrique. La troisième avancée est le rôle plus affirmé dans la loi pour les infrastructures, notamment sur la question des données. Enfin, le texte stipule que la maîtrise de la demande d’énergie fait partie des missions des distributeurs. Il convient cependant de rester très vigilant sur la question de la fiscalité. Une réforme de la contribution au service public de l’électricité (CSPE) par un élargissement de l’assiette est aujourd’hui envisagée. À cet égard, notre position est simple : la transition énergétique est la combinaison des réseaux, des usages et des énergies. Il faut cesser ce débat qui consiste à opposer en permanence les énergies les unes aux autres. Sur le terrain, les 12 000 gaziers de GrDF portent ce message auprès de leurs interlocuteurs, à savoir les 11 millions de clients raccordés au réseau mais aussi les 9 500 communes avec lesquelles un contrat de concession a été passé. GrDF a fait de la transition énergétique son cadre stratégique. Il est ainsi amené à porter quatre sujets. Le premier concerne les énergies renouvelables. GrDF s’est engagé pleinement dans le développement du biométhane. À ce jour, sept projets d’injection de biométhane dans le réseau ont été mis en place et près de 400 sont en préparation. Preuve de cet engagement, un groupe de travail du comité biométhane sera co-animé par l’Ademe et GrDF. Dans ce domaine de la mobilité durable, au regard de ses

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

caractéristiques intrinsèques, le bioGNV est vraiment mis en avant par GrDF comme la solution répondant le mieux aux enjeux de pollution et de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Aujourd’hui, deux tiers des villes plus de 200 000 habitants disposent d’une flotte de bus au GNV. De même, de grandes enseignes comme Carrefour ou Ikea utilisent des camions au GNV. Cela montre tout l’intérêt des collectivités mais aussi des entreprises pour ce carburant. Les deuxième et troisième sujets sont la maîtrise de la demande d’énergie et la mise en place de compteurs communicants. Une consultation initiée par la CRE a montré que le compteur Gazpar doit contribuer à une baisse de 1,5 % de la consommation, ce qui rend le projet rentable pour la collectivité à hauteur de 850 millions d’euros sur vingt ans. Cet objectif de baisse de 1,5 % est totalement atteignable. Quoi qu’il en soit, le cadre économique du projet Gazpar est clairement stabilisé. Il est à souligner que GrDF à la fois promeut une maîtrise de la demande d’énergie à travers le projet Gazpar et incite à l’augmentation d’autres types de consommation comme le GNV. Le quatrième sujet est la valorisation de la complémentarité des réseaux. Pour GrDF, le développement de cette complémentarité est une conviction forte. Parfois, cette

complémentarité est assurée de manière très pragmatique, par exemple dans le cadre du pacte électrique breton. Il convient également de citer l’émergence du power to gas, qui permettra de convertir une électricité surabondante en gaz et de le faire transporter par les réseaux de gaz. Pour conclure, au lieu de déprimer, je vous invite à être acteur de votre futur. Le Congrès mondial du gaz de juin est une formidable opportunité de faire œuvre de pédagogie, partager et faire avancer le gaz en tant qu’énergie d’avenir. La COP21 sera le deuxième grand rendez-vous de l’année. Inscrire le gaz dans la feuille de route française est un bel objectif pour l’industrie gazière. Nous avons clairement un rôle à jouer dans la transition énergétique. Mais pour être entendus, nous devons croire en notre énergie et le dire, ne pas faire preuve d’arrogance, insister sur la particularité du gaz et demeurer à l’écoute des innovations et de notre écosystème. Enfin, il faut toujours se rappeler que ce sont nos clients qui ont notre destin en main.

2015 1

En bref… NORMALISATIONS La norme NF EN 16 617 « Tuyauterie – tuyaux flexibles métalliques onduleux pour les gaz combustibles - exigences de performances, essais et marquage », élaborée par la commission de normalisation BNG 236 a été publiée en juillet 2015 par l’Association française de normalisation (Afnor). Elle définit les exigences générales pour les matériaux, la conception, la fabrication, les essais, le marquage et la documentation des tuyaux flexibles métalliques onduleux pour les gaz combustibles, d’un diamètre maximal de DN 300 pour les gaz des deuxième et troisième familles conformes à l’EN 437. La norme NF EN-26 « Appareils de production instantanée d’eau chaude pour usages sanitaires utilisant les combustibles gazeux » a été élaborée par le comité technique CEN/TC 48 dont le secrétariat est tenu par l’Afnor et a été publiée en juillet 2015. Elle définit les spécifications et les méthodes d’essai relatives à la construction, la sécurité, l’utilisation rationnelle de l’énergie et l’aptitude à la fonction ainsi que la catégorie et le marquage des appareils de production instantanée d’eau chaude pour usages sanitaires utilisant les combustibles gazeux. Par anticipation à la publication du mandat M/534 sur la performance énergétique de la fonction « production d’eau chaude sanitaire », elle propose une annexe Z relative à l’application du règlement n° 814/2013 sur l’éco-conception et n° 812/2013 sur l’étiquetage énergétique des chauffe-eaux gaz. Elle remplace la norme homologuée NF EN 26 de mars 1997 et ses amendements A1 de février 2001, A2 de décembre 2004 et A3 de décembre 2006.

La norme NF EN-89 « Appareils de production d’eau chaude par accumulation pour usages sanitaires utilisant les combustibles gazeux » a été élaborée par le comité technique CEN/TC 48 dont le secrétariat est tenu par l’Afnor et a été publiée en juillet 2015. Elle définit les spécifications et les méthodes d’essai relatives à la construction, la sécurité, l’utilisation rationnelle de l’énergie, l’aptitude à la fonction, l’environnement, la classification et le marquage des appareils de production d’eau chaude par accumulation pour usages sanitaires utilisant les combustibles gazeux. Par anticipation à la publication du mandat M/534 sur la performance énergétique de la fonction « production d’eau chaude sanitaire », elle propose une annexe Z relative à l’application du règlement n° 814/2013 sur l’éco-conception et n° 812/2013 sur l’étiquetage énergétique des chauffe-eaux gaz. Elle remplace la norme homologuée NF EN 89 de mars 2000 et ses amendements A2 de novembre 2000, A3 de décembre 2006 et A4 de janvier 2007. Toutes ces normes sont disponibles auprès de l’Afnor : • par courrier à l’administration des ventes 11, rue Francis de Pressensé 93 571 La Plaine Saint-Denis cedex ; • par Internet sur www.boutique.afnor.org (normes en lignes) ; • par télécopie au 01 49 17 90 30.

COSTA CROISIÈRES FAIT CONSTRUIRE SES PREMIERS PAQUEBOTS AU GAZ NATUREL Événement dans le secteur des croisières, Costa Croisières a annoncé le 29 juillet 2015 la commande de deux navires de nouvelle génération qui fonctionneront entièrement au gaz naturel liquéfié (GNL). « Ces deux navires représentent de véritables innovations pour l’ensemble du secteur. Ils vont devenir de nouvelles références pour toute l’industrie, car ils seront les premiers navires écologiques fonctionnant au GNL », a annoncé Neil Palomba, directeur général de Costa Croisières. La livraison des paquebots est prévue pour 2019 et 2020 et la réalisation a été confiée au numéro 1 mondial de la construction navale Meyer Werft, dans ses chantiers navals finlandais de Turku.

38 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3

UTILISATIONS ET MARCHÉS

GENERAL ELECTRIC ET GRTGAZ VONT PROMOUVOIR LE GAZ NATUREL COMPRIMÉ POUR VÉHICULES L’industriel américain General Electric (GE) et GRTgaz ont signé en juin un accord visant à promouvoir le développement en France d’un réseau de stations de gaz naturel comprimé (GNC) pour véhicules. Pour la première fois, plusieurs acteurs majeurs s’engagent à rassembler les conditions nécessaires au développement d’un réseau de stations GNC en France. GE et GRTgaz espèrent que leur collaboration contribuera au développement en France d’un réseau d’avitaillement dense au cours des prochaines années et fournira au gouvernement français des arguments solides en faveur de cette démarche. Avec ce protocole, GE et GRTgaz s’engagent à rassembler et échanger des informations techniques et économiques, mettre en place des actions collaboratives et coopératives de promotion du GNC et à engager des discussions avec d’autres entreprises industrielles ou de services.

TRAVAUX SUR LES APPAREILS DE CUISSON DOMESTIQUE En marge du Congrès mondial du gaz, la première réunion du groupe de travail de l’ISO/TC 291/WG1 « Sécurité des appareils de cuisson domestiques utilisant les combustibles gazeux » a eu lieu les 1er, 2 et 3 juin dans les locaux du BNG à Neuilly-sur-Seine. Plus de quarante experts d’Allemagne, des États-Unis, de la Corée du Sud, de Chine, du Japon, d’Angleterre, d’Italie, de Turquie, du Portugal et de France se sont réunis pour élaborer de façon commune et consensuelle un projet de norme sur la sécurité des appareils de cuisson domestique : définition du domaine d’application, conditions générales d’essai, etc. Les quatre experts français, mandatés par la commission de normalisation BNG 49-291 « cuisson domestique », ont été force de proposition dans ces travaux normatifs. La prochaine étape sera l’organisation des réunions de l’ISO/TC 291 « Appareils de cuisson domestique utilisant les combustibles gazeux » et du groupe de travail qui auront lieu du 19 au 22 octobre 2015 à Francfort. © AFG

Les quarante experts réunis dans les locaux du BNG à Neuilly-sur-Seine.

DUC FAIT LE CHOIX DU GNL AVEC AXÈGAZ À Chailley dans l’Yonne et à Riec-sur-Belon dans le Finistère, Axègaz a été choisie par le groupe agroalimentaire Duc pour accompagner la conversion au GNL de ses usines. Avec une solution de financement originale et un retour sur investissement rapide, la première station, opérationnelle depuis le mois de mars, permet aussi de renforcer la démarche environnementale de l’industriel.

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 39

UTILISATIONS ET MARCHÉS

ASSOCIATION FRANÇAISE DU GAZ

Contribution des solutions gaz performantes et de la complémentarité des énergies pour le traitement des pointes de consommations électriques

l’heure où la demande d’électricité ne cesse de croître dans les secteurs résidentiel et tertiaire, principalement portée par l’évolution des modes de consommation et la démultiplication des usages, le système électrique français est de plus en plus sollicité pour répondre aux appels de puissance largement contrastés selon les heures de la journée et de la saison. Au sein de l’Europe, la France présente une courbe de charge électrique atypique avec des pointes saisonnières très marquées. Cette situation nécessite la mobilisation de l’ensemble des acteurs dans la recherche d’un mix énergétique équilibré en vue de garantir la sûreté du système électrique français. Avec l’essor des énergies renouvelables électriques, de nature diffuse et variable, les contraintes supportées par le réseau électrique s’amplifient et menacent sa stabilité ainsi que la sécurité d’approvisionnement. Les technologies gaz performantes couplées ou non à des systèmes de production d’électricité décentralisée ou à des sources d’énergies renouvelables adaptées, permettent de limiter les appels de puissance sur le réseau et d’atténuer la saisonnalité ainsi que l’intermittence de la production d’électricité. Le présent article a pour objectif de souligner la contribution des solutions gaz à la réduction de la pointe électrique saisonnière.

Le principe de la pointe électrique L’énergie électrique présente la particularité de ne pas pouvoir être stockée à grande échelle, ce qui nécessite pour RTE, le gestionnaire public français du réseau de transport d’électricité, d’assurer en permanence l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité. Cet ajustement en temps réel permet de garantir la stabilité du réseau et d’éviter toute coupure d’alimentation du fait du manque instantané de capacités de production. La pointe électrique correspond à la période où les consommations sont les plus élevées. Elle nécessite, pour garantir la sécurité de l’approvisionnement, la contribution de centrales thermiques à combustible fossile en France et chez nos proches voisins européens. Deux types de pointes de consommation nécessitent d’être distinguées : d’une part, la pointe journalière, soit le moment de la journée où la puissance appelée est la plus importante. Elle intervient vers 12 h-13 h l’été et vers 19 h l’hiver. Elle s’étend généralement sur quelques heures et résulte de la mise en marche simultanée d’appareils électriques dans les foyers : éclairage, télévision, plaques de cuisson mais aussi et notamment pour celle du soir des activités tertiaires encore présentes, du pic d’activité des transports ferroviaires et du démarrage des activités domestiques de la soirée…

Puissance appelée (somme de GW/mois)

Les pointes saisonnières 60 000 50 000 40 000

Fuel Gaz Charbon EnR Nucléaire

30 000 20 000 10 000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3

2012

2013

Source : adapté des données RTE sur la production d’électricité par filière, RTE Eco2mix

40 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3

2014

UTILISATIONS ET MARCHÉS Les pointes journalières ( 8-12-2014) 120 000 100 000 Importations Fuel Gaz Chabon EnR Hydraulique Nucléaire

80 000 60 000 40 000

0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00

20 000

Source : adapté des données RTE sur la production d’électricité par filière, RTE Eco2mix

D’autre part, la pointe saisonnière correspond à des forts niveaux de consommation en hiver, notamment lors des périodes de grand froid et qui peut s’étendre sur plusieurs semaines. En France, c’est le contraste saisonnier qui est le plus marqué, principalement du fait de l’existence d’un parc conséquent d’appareils de chauffage électrique. Les appels de puissance records sont généralement atteints lorsqu’il y a superposition entre la pointe journalière et la pointe saisonnière, lors d’une importante vague de froid sur l’ensemble de l’Hexagone. La thermo-sensibilité française est passée de 1 500 W/° C en 2001 à 2 400 MW/° C en 2013, la France représentant ainsi près de la moitié de la thermo-sensibilité de l’ensemble de l’Europe. Lors de la pointe particulièrement froide de l’hiver 2011-2012, on estime que 40 % de la consommation électrique appelée était le fait du chauffage électrique. Sur les dix dernières années, les consommations d’électricité ont progressé de 0,6 % par an. Cette hausse est due à la croissance démographique et à l’augmentation de la consommation d’électricité spécifique, au développement des logements chauffés à l’électricité dont le parc continue de croître ainsi qu’au transfert d’usage vers les solutions électriques, que ce soit en chauffage, en cuisson et en production d’eau chaude sanitaire. Sur la même période, les pointes électriques ont progressé de 27 % et présentent, de ce fait, une évolution plus rapide que la hausse des consommations. La problématique de la pointe électrique La principale problématique des pointes électriques réside, pour le gestionnaire de réseau, dans la difficulté du maintien de l’équilibre en temps réel entre production et consommation. Dans certains cas extrêmes, ce phénomène peut également engendrer des pertes d’alimentation sur des régions entières ou des blackouts si la stabilité ne parvient pas à être rétablie. Le système électrique français doit donc pouvoir faire face en temps réel aux différentes sollicitations en produisant et en acheminant l’électricité en quantités variables. Durant les périodes de pointes journalières, c’est essentiellement le parc hydraulique qui réalise l’ajustement de la production et permet de pallier ce phénomène. La problématique des pointes journalières est donc plus économique qu’environnementale.

Durant les périodes de pointes saisonnières, le gestionnaire du réseau doit faire appel, en plus des centrales nucléaires, à des moyens de production thermique (gaz ou charbon), ce qui entraîne des émissions de CO2 plus élevées qu’en moyenne sur le reste de l’année. Les importations d’électricité, très majoritairement en provenance de l’Allemagne, dont le mix de production est assuré à 46 % par du charbon, contribuent également à dégrader l’empreinte carbone de la France — en 2010, le contenu CO2 d’un kWh d’électricité était ainsi près de six fois plus élevé en Allemagne qu’en France. Par ailleurs, les énergies renouvelables de nature diffuse et intermittente ne permettent pas de répondre systématiquement à la gestion de ces pointes de consommation. La superposition des pointes journalière et saisonnière nécessite donc de disposer de moyens de production de pointe et d’infrastructures d’acheminement correctement dimensionnées pour y répondre et ce seulement quelques heures par an. Des alternatives existent pour limiter les appels de puissances quotidiens (effacement). Le développement des technologies dites « smart » devrait conduire à un pilotage plus fin des installations de chauffage, permettant ainsi une atténuation de la pointe journalière, mais qui resteront sans effet sur la pointe saisonnière. Des investissements dans des moyens de production de pointes et le renforcement des réseaux resteront nécessaires pour répondre aux fortes demandes saisonnalisées qui impactent le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe) et sont un facteur important de hausse des prix de l’électricité pour le consommateur final. Proposition de solutions La nécessité de s’orienter vers un mix énergétique diversifié pour les usages, caractérisé par une utilisation complémentaire des différentes sources d’énergie au plus près des utilisateurs et des ressources disponibles apparaît de ce fait de plus en plus comme une nécessité. Pour le traitement des pointes journalière et saisonnière, le rapport Poignant-Sido (publié en avril 2010) mentionne trois leviers distincts adaptés : agir sur l’offre en développant des capacités permettant de répondre à la pointe résiduelle ; agir sur la demande en lissant la courbe de charge par le pilotage

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 41

UTILISATIONS ET MARCHÉS Principe du Merit-Order

Coût marginal de production €/MWh

Demande en été

Demande en hiver

140 120 100

Fuel

80 60 40

Gaz Éolien

20 0

Charbon Nucléaire

10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 70 000 80 000 90 000

Source : Scheepers, Wals & Rijkers, ECN avril 2003

Segments de production classés dans l’ordre de mérite (MWe)

Émissions de CO2 des différents moyens de production d’électricité en analyse de cycle de vie (gCO2/kWh) Modes de production

Hydraulique

Nucléaire

Éolien

Photovoltaïque

Cycle combiné gaz

Turbine à combustion fuel

Charbon

Émissions de CO2

6-10

406

704

1 040

Source : documentation des facteurs d’émissions de la base carbone®, Ademe, 2013

d’équipements électriques. Les effacements « courts » de consommation – par exemple l’extinction des appareils de chauffages électriques des ménages sur une durée de quinze à trente minutes – permettraient de soulager ponctuellement le réseau électrique lors de la pointe journalière. À ce titre, le développement massif des solutions smart constitue une réponse appropriée ; enfin, agir sur la demande par une réduction globale du niveau de consommation thermosensible d’électricité. La sensibilisation des consommateurs couplée à la réduction du taux de pénétration du chauffage électrique par effet Joule observée depuis la mise en place de la RT 2012 – au profit de technologies performantes gaz ou multi-énergies telles que gaz/énergies renouvelables ou gaz/électricité – permettent d’ores et déjà de modérer l’accroissement de la thermo-sensibilité. Parmi ces leviers, la rénovation énergétique des logements existants chauffés à l’électricité est à privilégier en s’axant vers les travaux de rénovation thermique les plus efficaces et présentant le meilleur rapport coût/performance. Selon l’Anah (et son guide pratique de la rénovation) et les « avis de l’Ademe » de décembre 2014 intitulés « mode de chauffage dans l’habitat individuel », l’installation d’une chaudière à condensation associée à l’isolation des combles constitue une réponse efficace. De même, la mise en place d’une pompe à chaleur (PAC) gaz — dont les performances en énergie primaire sont équivalentes à celles de la PAC électrique —, la production décentralisée d’électricité et de chaleur par les dispositifs de cogénération, ou encore le développement des technologies solaire/gaz pour la production d’eau chaude sanitaire, s’ins-

42 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3

crivent comme des technologies performantes permettant de limiter les pointes saisonnières. A contrario, une politique de conversion à l’électricité des logements chauffés au fuel et au gaz accroîtrait fortement la pointe électrique saisonnière de la France du fait des besoins de puissance électrique supplémentaires qui seraient alors nécessaires. Le transfert d’usage des énergies fossiles vers les PAC, constaté dans les autres pays européens, pourrait peser à terme sur l’équilibre du système électrique et requérir plus de moyens de pointe. Concernant la pointe journalière, la généralisation de la cuisson au gaz ou le développement des appareils bi-énergies (plaques mixtes) permettraient également de limiter les appels de puissance aux heures des repas. Réussir les objectifs ambitieux de la transition énergétique nécessite de mobiliser toutes les solutions et toutes les complémentarités entre les énergies traditionnelles et les renouvelables. Le gaz, énergie flexible et disponible, progressivement renouvelable, offre pour la rénovation du parc de logements des solutions performantes qui contribuent à la réduction des émissions de gaz à effet de serre et réduisent la pointe saisonnière, évitant ainsi des investissements dans les infrastructures de production et d’acheminement de l’électricité. La commission utilisations de l’AFG

UTILISATIONS ET MARCHÉS

PRODUIT NOUVEAU

Détecteur à technologie optique : Catex 3 - IR Avec le Catex 3 - IR, Gazomat inaugure une nouvelle gamme de gazmètres à infrarouges qui répondent à l’exigence de GrDF de n’employer à l’avenir que des détecteurs passifs à technologie optique. Le Catex 3 - IR offre une très grande fiabilité de mesure grâce à des capteurs insensibles aux composés agressifs présents dans le gaz naturel ou le GPL. Innovation majeure lancée pour cette nouvelle génération d’appareils, un dispositif spécifique de régulation thermique de la cellule de mesure optique permet, de plus, de contrebalancer les forts écarts de températures et de prévenir ainsi la formation de condensation. Enfin, un autodiagnostic en continu des éléments actifs du capteur évite toute fausse mesure. L’appareil, compact et d’une grande robustesse, intègre deux modes d’utilisation (IS) et (TR) et pourra être utilisé in-

différemment en intervention de sécurité pour les contrôles d’atmosphère en zone Atex (échelle de mesure LIE de 1 % à 100 %) et pour des mesures de concentration lors de tous travaux sur les réseaux de gaz (échelle de mesure gaz de 0,2 % à 100 %). D’une très grande simplicité d’utilisation, le changement de mode s’effectue via une interface totalement reconçue et intuitive. Son autonomie de 20 h minimum et sa maintenance extrêmement réduite assurent aux opérateurs une durée d’utilisation maximale et un coût d’exploitation optimisé. Enfin, Gazomat offre la possibilité aux détenteurs de ses appareils Catex 3 de les mettre à jour avec la technologie infrarouge du Catex 3 - IR et ainsi de les rendre conformes aux nouvelles exigences à montant d’investissement réduit.

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En bref… CARNET Édouard Neviaski a été nommé, le 29 juin 2015, directeur d’Energy Management & Trading (EMT). En charge de l’optimisation des actifs d’Engie en Europe continentale, EMT a pour fonction d’assurer une énergie compétitive à ses clients. François Frisquet a été nommé président d’Uniclima, à l’occasion d’une assemblée générale du syndicat des industries thermiques, aérauliques et frigorifiques le 26 juin 2015. Il succède à Pierre-Louis François qui présidait le syndicat depuis juin 2009. Dominique Bouvier a été nommé président du GEP-AFTP, à compter du 19 juin 2015. Il succède à Jean Ropers qui présidait le Groupement des entreprises et des professionnels des hydrocarbures et des énergies connexes depuis juillet 2011. Laurent Vivier est nommé directeur gaz de Total, en charge de la direction gaz. Cette nomination est effective à compter du 1er août 2015. Il était jusqu’alors directeur stratégie, marchés et GNL pour la direction Gas & Power. Emmanuel Trivin, président-directeur général de Butagaz, a été élu lors de l’assemblée générale du Comité français du butane et propane à la présidence de l’association. Il succède à Massih Niazi, directeur général de Primagaz. Pierre Astruc a été nommé, le 1er juillet 2015, secrétaire général de GRTgaz. Administrateur de l’AFG, il participe au comité de direction de GRTgaz et remplace Patrick Pelle. Eric Naddeo a pris la présidence de Finagaz S.A.S. le 4 juin 2015. Il est également directeur d’UGI France. Cécile Prévieu est nommée directrice générale de Storengy, à compter du 1er juillet 2015. Elle était précédemment en charge des activités d’asset management de Storengy. Alberto Pototschnig, actuel directeur de l’Acer (Agency for the Cooperation of Energy Regulators), a été reconduit pour une durée de trois ans dans ses fonctions par le conseil d’administration le 8 juillet 2015.

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PUBLICATION DE L’OBSERVATOIRE DES MARCHÉS DE DÉTAIL DES ÉNERGIES La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié en juin l’observatoire des marchés de détail des énergies au 31 mars 2015. Sur le marché du gaz naturel, 63 % des sites sont au tarif réglementé de vente, ce qui représente 20 % de la consommation. Pour les clients résidentiels, le rythme d’ouverture du marché s’accélère avec 296 000 clients supplémentaires en offres de marché (+ 8,6 %). Concernant les clients non résidentiels, le nombre de sites en offres de marché a augmenté de 18,7 %. C’est le résultat de la disparition des tarifs réglementés de vente (TRV) le 1er janvier dernier pour les sites non résidentiels dont la consommation annuelle excède 200 MWh et de l’approche de la prochaine échéance du 1er janvier 2016 pour les sites de consommation supérieure à 30 MWh.

LA COMMISSION BNG 237 SOLLICITÉE PAR LE BUREAU DE LA MÉTROLOGIE DU MINISTÈRE DE L’ÉCONOMIE, DE L’INDUSTRIE ET DU NUMÉRIQUE L’Organisation internationale de métrologie mondiale (OIML) a décidé la révision de sa recommandation OIML R 140 sur les systèmes de mesurage de gaz. Un des objectifs de ces travaux est notamment de permettre in fine la délivrance de certificats OIML qui permettront une reconnaissance des essais et des certificats d’examen de type. Le bureau de la métrologie du ministère de l’Économie, de l’industrie et du numérique est l’interlocuteur de l’OIML, avec le Laboratoire national d’essais. Afin d’établir les positions françaises dans le cadre de ces travaux, il a demandé au Bureau de normalisation du gaz de consulter sa commission BNG 237 sur les compteurs de gaz. Cette demande confirme la représentativité de cette commission qui comporte des fabricants, des utilisateurs, des supports techniques et des autorités réglementaires.

POLITIQUES ET INSTITUTIONS

HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS : LA DÉCISION DU CONSEIL CONSTITUTIONNEL Le Conseil constitutionnel, saisi en juin par le Premier ministre, Manuel Valls, s’est prononcé sur la nature juridique de l’article 2 de la loi du 13 juillet 2011 interdisant la fracturation hydraulique, article qui porte sur la création d’une commission nationale d’orientation, de suivi et d’évaluation des techniques d’exploration et d’exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux chargée d’émettre « un avis public sur les conditions de mise en œuvre des expérimentations, réalisées à seules fins de recherche scientifique sous contrôle public ». Dans leur décision du 21 juillet publiée le 24 juillet, les membres du Conseil constitutionnel déclarent que les trois premiers alinéas de l’article relatifs à la création et à l’objet de la commission ont un caractère législatif, et le dernier, relatif à « sa composition, ses missions et ses modalités de fonctionnement (...) précisées par décret en Conseil d’État », un caractère réglementaire. Les professionnels partisans du gaz et du pétrole de schiste considèrent que la mise en place de cette commission permettrait de mieux faire comprendre et de mieux faire connaître les techniques employées pour l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels, leurs évolutions au cours des années récentes ainsi que leurs perspectives d’amélioration pour les années à venir.

VOTE DU PROJET DE LOI SUR LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

Après plusieurs relectures par le Sénat et l’Assemblée nationale, le projet de loi sur la transition énergétique et la croissance verte a été voté mercredi 22 juillet 2015. Porté par la ministre de l’Écologie, Ségolène Royal, le texte fixe les objectifs du modèle énergétique français et prévoit de multiples mesures immédiates en faveur du développement durable. Les objectifs fixés par la loi sur la transition énergétique et la croissance verte répondent à la volonté de la France de trouver des solutions concrètes, à quelques mois de la COP21 : rénovation des bâtiments, transports propres, tri des déchets, énergies renouvelables…

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 45

POLITIQUES ET INSTITUTIONS

PETITE ENCYCLOPÉDIE GAZIÈRE

Norme, marquage CE, marque, certification… : vocabulaire et définitions Les principes sont simples : une norme reflète un consensus sur l’état de l’art dans un domaine donné ; la certification est l’attestation par un tiers que l’état de l’art est respecté. Les modalités pratiques sont parfois plus compliquées…

ne norme est un document de référence d’application volontaire (français, européen ou mondial) :

• une norme existe parce que des parties prenantes le souhaitent ; • elle est élaborée par les parties prenantes qui le souhaitent ; • une partie prenante est libre d’appliquer ou non une norme concernant son activité. Pour s’appeler « norme », un document doit être rédigé selon une méthode permettant l’expression et la participation de toutes les parties s’estimant concernées, selon des règles fixées par les pouvoirs publics. Une partie prenante déclarant appliquer une norme le fait sous sa seule responsabilité : aucun contrôle par un tiers n’est requis. En France, il y a 35 000 normes, dont 300 concernant le gaz. Le Bureau de normalisation du gaz (BNG) rédige les normes gazières françaises et porte les intérêts français dans l’élaboration des normes gazières européennes et mondiales.

Une norme peut être rendue d’application obligatoire par les pouvoirs publics. En France, il y a 200 normes d’application obligatoire dont 30 concernant le gaz. Le marquage CE traduit l’engagement par un fournisseur d’un bien ou d’un service que sa production respecte les exigences essentielles d’une directive ou d’un règlement européen. Sauf exception décidée par la Commission européenne, le marquage CE ne donne lieu à aucun contrôle par un tiers. La directive « appareils à gaz » est l’une des exceptions : Certigaz est habilitée à contrôler le marquage CE correspondant. Une norme harmonisée est une norme européenne dont la Commission européenne a décidé que son application valait présomption de respect des exigences essentielles d’une directive ou d’un règlement. Une norme harmonisée n’est pas obligatoire. Il y a 100 normes harmonisées concernant le gaz. La certification est une procédure par laquelle un tiers atteste qu’un produit, une organisation, un processus, un service ou une personne répond aux exigences spécifiées par un document de référence. Une marque appartient à une entité. Pour avoir le droit de l’utiliser, il faut faire certifier par un tiers agréé par le propriétaire que l’on respecte les règles qui lui sont associées. Certigaz est mandatée par l’Afnor (Association française de normalisation) pour accorder le droit d’usage pour les produits couverts par les marques NF GAZ, NF APE, NF REG-GAZ et NF ROB-GAZ.

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POLITIQUES ET INSTITUTIONS

EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE

Bruxelles cherche à transformer le système énergétique européen Dans le cadre de l’Union de l’énergie, la Commission européenne a dévoilé un certain nombre de propositions, le 15 juillet dernier, visant à « transformer le système énergétique ». Rassemblées dans un corpus de documents appelé « Summer package », ces mesures ont vocation à créer un new deal entre les consommateurs et les fournisseurs, à lancer le remodelage du marché électrique européen, à actualiser l’étiquetage dédié à l’efficacité énergétique et à réformer le marché du carbone européen.

’annonce des mesures européennes était connue mais certaines d’entre elles portent la Commission sur des territoires moins habituels, comme la communication intitulée « Delivering a New Deal for energy consumers », qui veut replacer le consommateur au cœur de la politique énergétique. Développer la place et le rôle des consommateurs au sein du réseau énergétique L’ambition de la Commission européenne est triple. Elle veut dans un premier temps permettre aux consommateurs de réduire leur facture énergétique au travers d’une meilleure information. Cela passe par une réforme de l’affichage dédié à l’efficacité énergétique (ce qui fait l’objectif d’une proposition de directive en tant que tel), mais aussi par l’introduction d’un outil de comptage intelligent. La Commission prône le développement du comptage intelligent en Europe car il permet une meilleure transparence avec une facturation réelle des clients, tout en incitant les utilisateurs à une meilleure gestion de leurs consommations. Ainsi, elle annonce dans son document qu’elle étudiera, dans le cadre de la future révision de la directive performance énergétique des bâtiments, comment faire en sorte que les consommateurs puissent bénéficier d’un meilleur accès à leurs données de consommation. Le deuxième axe stratégique poursuivi par Bruxelles dans sa communication est de donner aux consommateurs la capacité d’agir largement sur les marchés de l’énergie, de devenir ainsi des « consom-acteurs ». Qu’est-ce que cela suppose concrètement ? Tout d’abord, de s’assurer que les consommateurs peuvent facilement changer d’opérateurs. Pour cela, la Commission propose de travailler avec les régulateurs nationaux pour développer des standards en termes d’information sur les offres disponibles. En outre, cela suppose de se détourner de la logique des prix régulés qui existent encore dans certains États membres, au prétexte qu’ils représentent une barrière à la mise en place d’une véritable concurrence. Valoriser l’interruptibilité de la demande au travers d’offres dynamiques ou flexibles semble également pour la direction générale (DG) de l’énergie un moyen de mettre le consommateur au cœur de l’action (à condition que ces offres soient bien expliquées). Ces offres permettront de réduire les coûts associés à l’utilisation des réseaux. Quant aux consommateurs, ils seront rémunérés afin de les inciter à réduire leurs consommations au moment

le plus opportun. La décentralisation de la production énergétique est aussi vue comme un moyen de réduire les factures, mais la Commission souligne que cela aura sans doute un impact sur les tarifs appliqués à l’utilisation des réseaux. Par ailleurs, la Commission réfléchit avec la convention des maires à une nouvelle forme de gouvernance qui intégrerait les citoyens et permettrait l’émergence de projets énergétiques collectifs. Le troisième pilier de la stratégie de la communication va se concentrer sur le renforcement de la protection des consommateurs. Il existe d’ors et déjà des textes législatifs qui procurent des droits aux consommateurs, mais la Commission souhaite les évaluer et étudier leurs mises en œuvre. Un travail sur les bonnes pratiques va également être engagé avec le Forum des citoyens énergétiques (ou forum de Londres). La précarité énergétique sera un axe de travail fort dans ce cadre. Les prochaines étapes Après avoir dressé les objectifs dans son papier, la Commission va devoir se concentrer sur la concrétisation de ses mesures. Elle insiste sur le fait que les actions passent par une collaboration entre les autorités nationales, l’industrie, les associations de consommateurs et les régulateurs nationaux. De son côté, la Commission va engager la révision de plusieurs directives existantes (efficacité énergétique, performance énergétique des bâtiments, énergies renouvelables) et la rédaction de certains codes réseaux. Elle aura à cœur de veiller à ce que des mesures en faveur des consommateurs soient prises en compte dans ce cadre-là. Madeleine Lafon

La révision du label de performance énergétique Une révision du label de performance énergétique existant appliqué aux produits est engagée par la DG énergie de la Commission européenne pour donner plus de clarté au système. Une proposition de directive a été publiée le 15 juillet. Elle a procédé à une étude d’impact et propose de retourner à l’ancien système, avec un classement qui irait de A à G. La proposition de la Commission telle que rédigée aujourd’hui risque de rendre plus difficile la mise sur le marché des produits étiquetés D, E, F ou G.

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En bref… LA COUR D’APPEL DE PARIS CONFIRME L’AUTORISATION DES DISPOSITIFS DE CHAUFFAGE AU GAZ SUR LES TERRASSES PARISIENNES La cour administrative d’appel de Paris a rejeté l’appel de la Ville de Paris concernant le contentieux des parasols chauffants. Ce dernier concernait un arrêté du maire de Paris du 6 mai 2011 sur un nouveau règlement des étalages et terrasses interdisant les dispositifs de chauffage au gaz. La décision est instructive car elle rappelle, en se basant sur une étude d’octobre 2007 réalisée par le Réseau de transport électricité (RTE) et l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe), que les dispositifs de chauffage électrique ne présentent pas un meilleur bilan carbone que les dispositifs de chauffage au gaz. De plus, elle réaffirme que les équipements au gaz ne présentent pas plus de risques pour la circulation et la sécurité des personnes que les équipements électriques. Cette décision de justice rappelle que rien ne justifie une différence de traitement entre les installations de chauffage électrique et au gaz, que ce soit en matière de développement durable ou en termes de sécurité.

QUE FAIRE D’UNE BOUTEILLE DE GAZ DONT ON N’A PLUS L’USAGE ?

Les bouteilles de gaz ont une durée de vie très longue, elles ne peuvent en aucun cas être laissées sur le domaine public. Le Comité français du butane et du propane (CFBP) rappelle que chaque usager de bouteille de butane et de propane peut rapporter ses bouteilles sans frais, avec ou sans bulletin de consignation. Il devra au préalable avoir identifié la marque de la bouteille et localiser un point de vente de cette marque.

48 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3

BUTANE ET PROPANE

BAROMÈTRE DU GPL DE JUILLET 2015 Moyenne de juillet 2015 1,60 €

LE CARBURANT LE MOINS CHER À LA POMPE :

0,79

€

/ LITRE

1,40 €

1,42

GPL 1,20 €

1,17

SP 95 Gazole

1,00 € 0,80 €

0,79

GPL

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

ARRÊTÉ DU 1ER JUILLET 2015 RELATIF AU TRANSPORT DE MARCHANDISES DANGEREUSES PAR VOIES TERRESTRES L’arrêté du 29 mai 2009 relatif aux transports de marchandises dangereuses par voies terrestres règlemente les dits transports sur le territoire national. Ce dernier a été modifié par l’arrêté du 1er juillet 2015 paru au Journal officiel du 3 juillet 2015, consécutivement aux travaux de la commission interministérielle du transport des marchandises dangereuses (CITMD) du 11 mars 2015.

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 49

BUTANE ET PROPANE

ACQUISITION

Totalgaz devient Finagaz Le 4 juin 2015, la société américaine UGI est devenue actionnaire à 100 % de la société Totalgaz, rebaptisée du nom de l’une de ses marques commerciales bénéficiant déjà d’une forte notoriété sur le marché de l’énergie : Finagaz.

ric Naddeo, actuel directeur général d’UGI France, prend la présidence de Finagaz S.A.S. et aura la charge de développer la société afin qu’elle devienne la référence du groupe UGI pour son développement en Europe. Finagaz est un acteur majeur de la distribution de gaz de butane et propane en bouteilles, citernes et réseaux, aussi bien pour les particuliers que pour les professionnels ainsi que pour les collectivités. Actif sur le marché depuis plus de cinquante ans, Finagaz est présent sur tous les créneaux, celui des bouteilles de gaz pour la cuisine et les loisirs, avec plusieurs millions de clients, celui du propane distribué en vrac pour des centaines de milliers de particuliers en maisons individuelles et plusieurs dizaine de milliers de professionnels des secteurs de l’industrie, de l’agriculture, de la restauration ou encore des des collectivités locales. Également présent sur la distribution de gaz en réseau pour les communes et les lotissements ainsi que sur la distribution de GPL carburant dans 550 stations-service, l’entreprise « se développe sur le créneau des réseaux en délégation de service public avec 86 concessions signées à ce jour », précise UGI. Finagaz s’appuie sur six points d’approvisionnement, avec un outil industriel et logistique proche des clients sur tout le territoire national.

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Finagaz, la nouvelle référence d’UGI en Europe La société Finagaz, qui commercialise 500 000 tonnes de gaz butane et propane, a réalisé un chiffre d’affaires de 900 millions d’euros en 2014 et emploie 770 personnes. Elle dispose également de points d’importation de gaz au Havre, Donges et Ambès et « s’appuie sur un maillage commercial, industriel et logistique réparti sur tout le territoire français avec notamment 4 centres emplisseurs, 20 dépôts vrac et 14 000 points de vente bouteilles ». UGI France, déjà présent avec Antargaz sur ce marché, le troisième d’Europe, renforce et consolide ses positions en France dans la cadre de sa stratégie de développement sur le marché européen. Les objectifs de cette acquisition pour l’américain UGI sont clairement affichés : il souhaite développer sa position sur les créneaux industriels et professionnels, élargir son réseau de distribution avec l’accès au premier réseau des stations-service et s’appuyer sur des ressources humaines élargies pour accélérer son développement sur le marché de la fourniture de gaz naturel. L.I.

BUTANE ET PROPANE

AUTOMOBILE

Des nouvelles pastilles : quelle couleur pour le GPL ? La qualité de l’air est un enjeu sanitaire majeur : 60 % de la population française respire un air pollué. C’est pourquoi l’État a mis en place un plan d’action pour la qualité de l’air.

a mise en place de pastilles de couleur annoncée le 2 juin 2015 par Ségolène Royal, ministre de l’Écologie, lors d’une réunion du Conseil national de l’air permettrat-elle de mettre en valeur le gaz de pétrole liquéfié, première énergie alternative utilisée en France et dans le monde ? Dès le 1er janvier 2016, six macarons colorés et un septième pour les voitures électriques, seront apposés sur les pare-brises des véhicules en circulation. Dans la lutte contre la pollution, ils permettront d’identifier les véhicules les plus propres et de leur octroyer quelques avantages les jours de pics de pollution. Quelle place pour le GPL ? Vingt-cinq millions de véhicules roulent au GPL dans le monde. Le GPL est reconnu par l’Union européenne et par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe) pour ses avantages sanitaires et environnementaux. C’est également un carburant économique, accessible et immédiatement disponible. À l’heure actuelle, le GPL ne génère pas de particules, pratiquement pas d’oxydes d’azote (NOx) et moins de CO2 qu’un véhicule diesel, ce qui permet au véhicule GPL de se classer parmi les catégories dites les plus vertueuses de 1 à 3 étoiles en fonction de leur année d’immatriculation. Avec l’arrivée des pastilles et ses possibles avantages, un véhicule GPL permettrait aux utilisateurs d’économiser plus de 25 % sur leur budget carburant par rapport à un véhicule essence. De plus, l’acquisition d’un véhicule GPL, neuf ou d’occasion, est moins cher qu’un véhicule diesel et avec ce meilleur classement environnemental, il renforcera son avantage à l’usage comparé au diesel. Une meilleure identification par les consommateurs Disposant de nombreux atouts pour réduire la pollution, les véhicules GPL et plus largement les véhicules à énergie alternative ont besoin d’être mieux identifiés par les consommateurs. Les problématiques liées à la qualité de l’air sont récurrentes et l’amélioration de celle-ci est devenue un enjeu de santé publique majeur. Le développement d’une mobilité « propre » et durable nécessite de promouvoir et de valoriser l’ensemble des énergies alternatives. C’est pour toutes ces raisons que le Comité français du butane et du propane (CFBP) « regrette que ces atouts valables pour tous les véhicules gaz (GPL ou GNV) n’aient pas été différenciés par une pastille de couleur spécifique, à l’instar du véhicule électrique ».

Un nouveau système de pastilles ou « certificats qualité de l’air » Le certificat fera l’objet d’une démarche volontaire pour les usagers qui le souhaitent. Il sera basé sur une classification des véhicules en fonction du critère unique des émissions polluantes, oxydes d’azote et particules. La pastille sera facultative et sera gratuite pendant six mois, elle coûtera ensuite 5 euros et sera disponible sur Internet. Les pastilles « seront numérotées de un à six, du moins au plus polluant. Chaque certificat, apposé derrière le pare-brise, sera d’une couleur différente », affirmait en février 2015 Ségolène Royal dans le journal Le Parisien. « C’est la même idée que l’ancienne pastille verte, mais techniquement plus efficace. L’objectif n’est pas de faire de l’écologie punitive en pointant du doigt les propriétaires de véhicules polluants, mais de les inciter à opter pour des véhicules moins polluants », souligne la ministre de l’Écologie à l’initiative de la mesure. Les avantages L‘automobiliste ayant effectué les démarches pour obtenir un certificat qualité de l’air pourra, en fonction de la couleur du certificat et des règles prises par les maires, bénéficier de modalités de stationnement favorables, obtenir des conditions de circulation privilégiée et circuler dans des zones à circulation restreinte (ZRC). Ce principe de certificat a déjà été retenu par plusieurs pays : Allemagne, Danemark, Suède, Italie, Autriche et République tchèque. Une incitation qui a ses limites mais qui a le mérite d’encourager les consommateurs à l’adoption de véhicules moins polluants. L.I.

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 51

En bref… GAZELEC Le congrès Gazelec, qui aura lieu les 13, 14 et 15 septembre 2015 à Paris, est devenu au fil des années le rendez-vous des acteurs concernés par l’ouverture du marché à la concurrence dans le gaz et l’électricité en France. C’est un lieu d’échanges et d’expertise entre fournisseurs, transporteurs, distributeurs, acheteurs, consultants et institutionnels. Jérôme Ferrier, président de l’AFG, interviendra dans une table ronde organisée autour du thème « Panorama du marché du gaz : regards d’observateurs » le mardi 14 septembre, lors de la journée dédiée au gaz.

CONVENTION DE L’AFG : « GAZ ET CLIMAT : LES ENJEUX ET LES DÉFIS À RELEVER » La prochaine convention de l’AFG aura pour thème « Gaz et climat : les enjeux et les défis à relever ». Elle se déroulera le 3 novembre 2015 à partir de 14 h à l’auditorium de HSBC (Champs-Élysées). Jérôme Ferrier, président de l’AFG, prononcera le discours d’ouverture et Philippe Darmayan, président du Groupe des fédérations industrielles (GFI), viendra conclure les échanges.

52 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3

L’AFG PRÉSENTE SUR L’ESPACE INNOVATION DE L’UNIVERSITÉ DU MEDEF L’Association française du gaz a participé les 26 et 27 août 2015 à l’espace innovation de l’université d’été du Medef. Accompagnée de quatre de ses membres - le Comité français du butane et du propane (CFBP), GrDF, GRTgaz et TIGF -, elle a donné un aperçu de la mobilisation de l’industrie gazière autour d’enjeux tels que la production du biométhane et le développement du bioGPL à la révolution du power to gas, en passant par les carburants alternatifs (GNC, GNL et GPL), participant à démontrer que les mesures innovantes dans le domaine du gaz ne manquent pas et répondent aux défis climatiques.

UN NOUVEAU SIGNE DE RECONNAISSANCE POUR LE CNPG Par son courrier du 19 mai 2015, le ministère de l’Écologie, du développement durable et de l’énergie/direction générale de la prévention des risques a émis un avis favorable à la mise en application du protocole de vérification des conduits collectifs concentriques fonctionnant sous pression, objet de l’avis n°001 de mai 2015 de la commission consultative du Centre national d’expertise des professionnels de l’énergie gaz (CNPG). Ce protocole contribuera à s’assurer que les conduits qu’il vise ne présentent pas de défaut d’étanchéité apparente. À la demande de l’administration, ce protocole sera intégré aux avis techniques délivrés par le Centre scientifique et technique du bâtiment (CSTB) et téléchargeable sur le site du CNPG.

VIE DE L’AFG ET DE L’UIG

ÉLARGISSEMENT DE L’ASSIETTE DE LA CSPE : UNE HAUSSE INJUSTIFIÉE ET INSUPPORTABLE DU PRIX DU GAZ QUI PÉNALISERAIT LES MÉNAGES ET LES ENTREPRISES L’AFG s’est alertée dans un communiqué du 28 juillet 2015 des informations parues dans la presse indiquant que le gouvernement envisagerait d’étendre la charge de la contribution du service public de l’électricité (CSPE) aux consommateurs de gaz. Cette mesure renchérirait fortement le prix du gaz. Pour 11,8 millions de consommateurs qui se chauffent au gaz, cela entraînerait une hausse de 12 % de leur facture. Pour les entreprises, la hausse pénaliserait considérablement leur compétitivité. Cette hausse du prix du gaz s’ajouterait à celle liée à la mise en place de la taxe carbone, qui a déjà été de 7 % sur les trois dernières années et qui sera encore fortement accentuée d’ici 2020, en application de la disposition incluse dernièrement dans la loi sur la transition énergétique. L’AFG considère que le développement des énergies renouvelables électriques a un coût qui doit être reflété dans le prix de l’électricité mais que les autres énergies n’ont aucune raison de supporter. EDF, membre de l’AFG, ne s’associe pas à cette communication.

UN NOUVEAU PRÉSIDENT À L’UIG L’américain David Caroll est devenu pour trois ans le nouveau président de l’Union internationale du gaz (UIG) à l’issue de son 26ème Congrès, tenu à Paris du 1er au 5 juin. Il succède à Jérôme Ferrier. Le prochain Congrès du Gaz aura lieu du 25 au 29 juin 2018 à Washington DC.

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 53

VIE DE L’AFG ET DE L’UIG

ÉVÉNEMENT

Paris, capitale mondiale du gaz Le 26e Congrès du gaz s’est clôturé à Paris le 5 juin. Cet événement majeur pour l’industrie gazière a remporté un franc succès, par sa fréquentation et la force des messages portés. Il a placé plus que jamais le gaz au centre de la construction du monde énergétique de demain.

lus de 3 700 délégués internationaux venus de 90 pays, les dirigeants des plus grandes compagnies gazières, des experts de renommée mondiale du secteur énergétique, des universitaires et des personnalités de premier plan issues d’organisations internationales ont pris part aux discussions autour du thème : « Se développer ensemble en respectant la planète ». Durant cinq jours, 14 000 visiteurs sont venus découvrir les dernières innovations du secteur gazier auprès des 350 exposants présents sur l’exposition. « Nos échanges ont été riches et fructueux grâce aux contributions de tous. Je suis particulièrement impressionné et heureux de constater la cohérence des messages que nous avons portés auprès de la communauté internationale », a déclaré le président de l’Union internationale du gaz (UIG) Jérôme Ferrier. « Les dirigeants de notre industrie ont été clairs et unanimes : le gaz naturel est le combustible du futur. Aussi son rôle dans le mix énergétique mérite une plus grande reconnaissance en tant qu’énergie fossile la moins émettrice de carbone. Tel aura été le message de ce 26e Congrès du gaz qui s’est tenu à Paris. » L’énergie des prochaines décennies Le secteur gazier est aujourd’hui en pleine mutation, l’arrivée à maturité des technologies du GNL, l’explosion du gaz de schiste et l’essor des énergies renouvelables notamment, ont transformé le paysage structurel gazier sans pour autant remettre en cause la place centrale qu’il occupe dans le mix énergétique. Les progrès technologiques qui ont permis un développement rapide du GNL ont provoqué une explosion des volumes échangés (100 millions de tonnes en 2000 contre 244 millions de tonnes en 2014) et la tendance ne devrait pas s’inverser puisqu’Engie prévoit un volume total commercialisé avoisinant les 370 millions de tonnes à l’horizon 2020.

Christiana Figueres, secrétaire exécutive de la Conventioncadre des Nations unies sur les changements climatiques, a répondu dans une lettre à l’appel des six dirigeants des compagnies pétrolières et gazières en faveur d’un prix du carbone. Elle reconnaît les efforts entrepris par les secteurs pétrolier et gazier pour accroître leur efficacité opérationnelle et reste convaincue qu’encore plus d’efficacité et d’opportunités peuvent être trouvées.

54 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3

De nombreuses usines sont en cours de construction, notamment en Australie. Ce marché permettra d’alimenter l’Asie et notamment la Chine, troisième consommateur de gaz en 2013 derrière les États-Unis et la Russie qui absorbera selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE) un tiers de la demande additionnelle d’ici à 2040. L’émergence des gaz de schiste a nettement dopé le potentiel des ressources, qui devraient représenter environ 20 % des livraisons gazières d’ici à 2025. La bonne complémentarité géographique notamment entre le gaz naturel et le gaz de schiste assure plus d’un siècle de réserve d’après Helle Kristoffersen, directrice stratégie de Total. Le développement des énergies alternative comme l’éolien ou le solaire fait du gaz un complément efficace pouvant éventuellement pallier à une production intermittente. Selon tous les scénarios de l’AIE publiés dans le World Energy Outlook 2014, le gaz est la seule énergie fossile dont la demande progresse. Elle devrait représenter 24 % du mix énergétique mondial en 2040 – soit équivalent au charbon et derrière le pétrole (26 %). Cette tendance mondiale cache de nombreuses disparités géographiques. L’Europe et notamment la France, marché assez mature, va de son côté devoir relever les défis de la transition énergétique qui passe par la recherche de l’efficacité énergétique, selon une présentation de GrDF. Les qualités du gaz, ressource abondante, moins polluante que le charbon ou le pétrole et ayant une bonne complémentarité avec les énergies renouvelables, ont été portées pendant ce congrès par tous les professionnels de l’industrie gazière mondiale. Une solution pour le climat ? En plein débat sur le projet de loi sur la transition énergétique et à quelques mois du sommet sur le climat (COP21), les grandes compagnies gazières ont parlé d’une seule voix pour exprimer leur volonté commune de faire du gaz naturel un élément majeur pour répondre au défi du changement climatique. « Le gaz est un atout privilégié au service de l’objectif de limiter la hausse des températures en deçà des 2 °C », souligne Gérard Mestrallet, président-directeur général d’Engie. Le 1er juin, les patrons des six majors européennes (Shell, BP, Total, Eni, Statoil, BG Group) ont lancé un appel aux États du monde entier et à la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques pour l’instauration d’une tarification ambitieuse du carbone afin de bâtir un avenir plus durable.

VIE DE L’AFG ET DE L’UIG

Patrick Pouyanné, directeur général de Total, a insisté sur la place majeure qu’occupe désormais la production de gaz dans le groupe et dont la part va continuer d’augmenter dans les prochaines années : « C’est l’énergie fossile la plus propre : elle émet près de deux fois moins de CO2 que le charbon. » Le monde du gaz est donc confronté à un double enjeu : satisfaire une demande mondiale en énergie croissante tout en répondant aux nombreux défis liés au changement climatique. Il se sent prêt à y répondre. La présidence française de l’UIG La clôture du Congrès mondial du gaz est aussi l’heure du bilan pour la présidence française de l’UIG. Lors de son triennat, la France a contribué à de nombreuses réalisations : l’adhésion de nouveaux pays, le renforcement des partenariats avec de grandes organisations internationales, la création de « the Global Voice of Gas » - tribune et porte-voix de l’industrie gazière -, une collaboration renforcée avec un réseau élargi d’experts, la valorisation de la recherche et le développement de programmes spécifiques à la jeunesse ou à la promotion des femmes dans l’industrie gazière. C’est fier du travail accompli que Jérôme Ferrier a transmis le flambeau aux États-Unis, pays organisateur du prochain congrès. « Je tiens à rendre hommage au travail remarquable, au leadership ainsi qu’à la collaboration sans faille de nos collègues français au cours de leur présidence triennale. Nous sommes impatients de poursuivre leurs actions en capitalisant sur les réussites obtenues pour assurer à l’industrie mondiale du gaz naturel la place qui doit être la sienne dans le mix énergétique mondial », a déclaré David Carroll, nouveau président de l’UIG. Le prochain Congrès du gaz aura lieu en juin 2018 à Washington. Laura Icart

De gauche à droite, au 1er rang : David Carroll, Jérôme Ferrier, Patrick Pouyanné et Anita George. En arrière-plan : Gérard Mestrallet, Pål Rasmussen et Khalid Bin Khalifa Al Thani.

La cérémonie d’ouverture du 26e Congrès mondial du gaz s’est tenue au Palais des sports de Paris, le 1er juin.

Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3 • 55

VIE DE L’AFG ET DE L’UIG

INTERVIEW JEAN-MARC ROUÉ, président de BP2S et de Brittany Ferries

« Parce qu’il répond à la volonté européenne de réduction des émissions des transports et aux préoccupations environnementales et climatiques, le GNL est un carburant d’avenir »

’Association française du gaz et le Bureau de promotion du transport maritime ont signé le 23 juin 2015 un accord de coopération renforcée pour le développement du GNL carburant pour les navires et dans l’optique de la COP21 qui réunira le monde entier à Paris à la fin de l’année autour des enjeux du changement climatique.

Pourquoi cette coopération ? En quoi consiste-elle ? BP2S (le Bureau de promotion du shortsea shipping) et l’AFG travaillent avec la mission ministérielle GNL pour le développement de la filière GNL carburant pour les navires depuis déjà deux ans. Notre démarche de renforcer cette coopération résulte des nouvelles aspirations sociétales et des politiques européennes qui en découlent en matière de réduction des émissions atmosphériques du transport maritime. La teneur en soufre des carburants marins dans les zones de contrôle spécifiques « ECA » est limitée à 0,1 % depuis le 1er janvier 2015 et sera limitée à 0,5 % dans toutes les eaux européennes d’ici 2020. Le GNL carburant permet de diminuer les émissions de soufre (environ - 95 %), mais aussi les émissions d’oxydes d’azote (environ - 80 %), de CO2 (jusqu’à – 25 %) et d’éliminer les particules. Parce qu’il répond à la volonté européenne de réduction des émissions des transports et aux préoccupations environnementales et climatiques, le GNL est un carburant d’avenir. L’objectif est

Le Bureau de promotion du shortsea shipping BP2S est l’association pour la promotion du transport maritime à courte distance et de l’intermodalité en France. Elle regroupe tous les acteurs de la chaîne de transport (ports, armateurs, organisateurs de transport, transporteurs routiers, chargeurs, organisations professionnelles, institutionnels, etc.). L’association réalise des actions d’information et d’accompagnement axées sur la complémentarité entre les modes de transport, avec une utilisation optimale du mode maritime en Europe.

56 • Gaz d’aujourd’hui • n 2015-3

de réunir fournisseurs et utilisateurs de GNL carburant pour un développement accéléré, concerté et coordonné de la filière. Que faut-il pour dynamiser la filière française du GNL carburant ? L’accès fiable à un réseau de distribution de GNL carburant dans les ports est indispensable à l’émergence et la dynamisation de la filière française aujourd’hui. Actuellement, on ne peut souter du GNL en France qu’à l’aide de citernes mobiles à partir des trois terminaux méthaniers de Fos-Tonkin, Fos-Cavaou et Montoir de Bretagne - et bientôt d’un quatrième terminal à Dunkerque. La mise en place d’installations d’avitaillement dans les ports français est urgente. La directive sur le déploiement d’infrastructures pour les carburants alternatifs d’octobre 2014 impose aux États membres l’élaboration d’une stratégie dans un délai de deux ans, soit avant fin 2016. Au-delà de la règlementation, il s’agit d’un véritable enjeu commercial pour tous les acteurs français. La COP21 aura lieu à Paris en décembre 2015, comment ce rendez-vous mondial de la lutte contre le changement climatique peut-il jouer en faveur du développement du GNL carburant ? Notre coopération vise à mobiliser les acteurs du transport maritime et du gaz autour de messages communs dans la perspective de la COP21 et au-delà. Nous, BP2S et l’AFG, œuvrons ensemble pour que tous les acteurs concernés par la chaîne du gaz aient un discours commun et des propositions concrètes afin de peser dans les décisions industrielles et politiques. L’objectif est que le transport maritime soit partie intégrante de la COP21, de même que le recours au GNL carburant pour les transports. 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

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

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