GAZ D AUJOURDHUI VOLUME 2 -2017 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°2 2017 / AVRIL-JUILLET

DOSSIER

LA PRODUCTION ÉLECTRIQUE AU GAZ ENTRETIEN

PRESIDENTIELLE 2017

ALBERTO POTOTSCHNIG DIRECTEUR DE L’ACER

PAROLES DE CANDIDATS

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

Tous les chemins mènent à Antargaz

Entre gaz propane, butane et gaz naturel, il y a forcément une solution pour vous Nous sommes le premier distributeur de gaz à offrir une palette complète de solutions gaz, qu’il soit propane, butane ou gaz naturel. C’est pourquoi nous mettons toute notre énergie à apporter des solutions adaptées à tous vos besoins. Nous avons mis au point une large gamme d’offres qui allie qualité de service, performance et sécurité, pour vos usages domestiques ou professionnels. En bouteille, en citerne ou en réseau, gaz naturel ou gaz propane, nous avons la solution qu’il vous faut.

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BUTANE • PROPANE • GAZ NATUREL

w w w . a n t a r g a z . f r L’ É N E R G I E E S T N O T R E A V E N I R , É C O N O M I S O N S - L A

ÉDITO REVUE TRIMESTRIELLE ÉDITÉE PAR : AFG, Association française du gaz 8, rue de l’Hôtel de Ville - 92200 Neuilly-sur-Seine www.afgaz.fr Code Siret : 784854820 00023 Code APE/NAF : 9412Z Président : ��Jérôme Ferrier Vice-présidents : ��Fernando Herrera Castro �� Patrick Corbin Trésorier : �� Joël Pedessac Délégué général : ��Georges Bouchard Directeur de la publication : ��Georges Bouchard Rédactrice en chef : �� Madeleine Lafon Email : ��madeleine.lafon@afgaz.fr Rédactrice en chef adjointe : �� Laura Icart Email : �� laura.icart@afgaz.fr ONT COLLABORÉ À CE NUMÉRO : Création et maquette : Eric Leuliet pour Pension-complète. Relecture : Pomme Larmoyer. Rédaction : Laura Icart ; Madeleine Lafon ; Howard Rogers ; Ludovic Thiebaux. 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 : Engie ADMINISTRATION DES ABONNEMENTS : AFG Tél. : +33 (0)1 80 21 08 00 Fax : +33 (0)1 80 21 07 96 E-mail : lorene.concordia@afgaz.fr Prix au numéro : 33 euros TTC Abonnement annuel France : 120 euros TTC Abonnement annuel étranger : 120 euros TTC Bulletin d’abonnement : p. 41 RÉGIE PUBLICITAIRE : FRANCE EDITION MULTIMÉDIA 70, avenue Alfred Kastler CS 90014 – 66028 Perpignan cedex sdachez@francedit.com IMPRIMÉE PAR : PURE IMPRESSION™ 451 rue de la Mourre - ZAC Fréjorgues Est 34130 Mauguio (France) Tél. : +33 (0)4 67 15 66 00 Impression et dépôt légal : Mai 2017 - N° 2 - XXXXXXXX

LISTE DES ANNONCEURS Antargaz �� 2e de couverture BNG �� 3e de couverture Congrès du gaz �� 4e de couverture AEGPL 2017 ��p. 2 FSTT ��p. 9 Sewerin ��p. 31 Siege 27 ��p. 31 Expo Biogaz ��p. 47 LE PROCHAIN NUMÉRO SORTIRA EN SEPTEMBRE 2017

Pour ce deuxième numéro de l’année, Gaz d’aujourd’hui s’intéresse à un sujet d’actualité dans le secteur énergétique : la production électrique au gaz. Cet hiver nous avons pu constater le rôle joué par le gaz dans la production d’électricité dans notre pays. Avant cela Alberto Pototshnig, directeur de l’ACER (Agence européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie), nous a accordé un entretien dans lequel il revient sur la place du gaz en Europe et le rôle joué par son agence pour créer un marché intérieur © AFG de l’énergie mais aussi sur la complémentarité entre gaz et électricité. Une coopération appelée à se renforcer dans les prochaines années. Vous l’aurez compris, notre dossier est consacré à la production électrique au gaz. Nous venons de connaître un hiver tendu pour le système électrique dans notre pays. L’ensemble du parc disponible, à l’image des centrales à cycle combiné gaz et des cogénérations, a tourné à plein régime, démontrant le rôle de premier plan joué par le système gaz pour assurer la continuité de l’alimentation énergétique. Ce dossier est justement l’occasion de faire le point sur ces technologies, en France, en Europe et dans le monde. L’occasion également de s’interroger sur l’avenir de ces technologies, les perspectives de développement mais aussi la place qu’elles pourraient occuper ces prochaines années dans le mix électrique national et international. Les relations entre gaz et électricité sont ainsi diverses : concurrence vive pour des usages finaux importants, synergies en amont. Mise à l’honneur également, la création d’une plateforme pour promouvoir le GNL carburant maritime et fluvial. L’AFG a été moteur dans ce projet et elle aura la charge avec nos partenaires de développer cette filière prometteuse. Quand vous nous lirez, les Français auront choisi leur Président pour les cinq années à venir. L’AFG s’est beaucoup investie pour porter la voix du gaz lors de cette élection présidentielle. Elle a en particulier envoyé un questionnaire à tous les candidats. Gaz d’aujourd’hui vous présente les réponses des deux candidats présents au deuxième tour. Un dernier mot sur le Congrès du gaz, qui aura lieu au mois de septembre, où l’AFG aura à cœur de mettre en avant toutes les initiatives, les innovations et les opportunités offertes par notre énergie. J’espère vous y voir nombreux. Je vous souhaite une bonne lecture.

Georges Bouchard Directeur de la publication

ISSN 00 16-5328 o

Gaz d’aujourd’hui • n 2-2017 • 1

www.aegpl2017.com

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SOMMAIRE

Avril - juillet - n° 2/2017 La revue du gaz naturel, du biométhane, du butane et du propane

ENTRETIEN

ALBERTO POTOTSCHNIG Directeur de l’ACER

INFRASTRUCTURES Brèves

DOSSIER

p. 4

p. 26

Un tuyau nommé TAP

p. 27

Un nouveau point d’entrée

p. 28

ÉCONOMIE ET FOURNITURE Brèves

p. 32

Clap de fin pour le gaz de Groningue

p. 33

Tribune libre ⎥ Howard Rogers

p. 36

UTILISATIONS ET MARCHÉS Brèves

p. 38

Transition énergétique : quel futur pour le bâtiment ? p. 39 Les solutions hybrides : une association gaz naturel et énergies renouvelables gagnante !

p. 42

La production électrique au gaz

p. 10

INSTITUTIONS ET ENVIRONNEMENT Brèves

p. 44

Renouvelable et durable : le gaz prend racine

p. 45

L’envolée verte : ça gaze en Bretagne !

p. 46

BUTANE ET PROPANE Brèves

p. 48

Véhicules écologiques : « Nous sommes sur la bonne voie ! »

p. 49

Parcourir le monde en GPL

p. 50

VIE DE L’AFG Brèves

p. 52

Voguez durable !

p. 53

Paroles de candidats

p. 54

Convention de l’AFG⎥ Bilan et perspectives gazières

p. 56

Normalisation

p. 61

Gaz d’aujourd’hui • n 2-2017 • 3

ENTRETIEN

ALBERTO POTOTSCHNIG Directeur de l’Agence européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie

« L’intégration du marché intérieur de l’énergie a atteint une étape dans laquelle des règles communes applicables dans toute l’UE sont essentielles » Pouvez-vous nous expliquer les missions et les objectifs de l’ACER ? L’ACER a été créée en 2010 comme élément du nouveau cadre réglementaire présenté dans le troisième paquet énergie, avec pour mission générale d’assister les autorités nationales de régulation (ANR) de l’énergie pour la mise en œuvre, à l’échelon de l’UE, des activités de régulation menées à l’échelon des États membres et, en cas de besoin, de coordonner leur action. L’ACER comble ainsi le vide réglementaire résultant de l’intégration du marché intérieur européen de l’énergie, car les ANR ont des pouvoirs à l’échelon national essentiellement. Toutefois, l’ACER s’est vu confier depuis cette date de nouvelles responsabilités conséquentes, en particulier dans le domaine du contrôle du marché de gros de l’énergie et celui de la planification et du suivi du développement des infrastructures énergétiques, domaines dans lesquels elle agit indépendamment des ANR et non en tant que coordinatrice. Pouvez-vous nous expliquer les différences entre l’ACER et le CEER ainsi que les interactions entre ces deux entités ? Le CEER (Conseil des régulateurs européens de l’énergie) est une association à but non lucratif et à adhésion volontaire dont l’objet est de favoriser la coopération des régulateurs indépendants de l’énergie en Europe. Il cherche à faciliter la création d’un marché intérieur de l’énergie unique, compétitif, efficace et durable dans l’UE. La plupart de ses membres sont des ANR de l’UE, mais l’adhésion est également ouverte aux ANR d’autres pays. C’est pourquoi l’organisation du CEER est très différente de celle de l’ACER, qui est un organisme de l’UE instauré par la loi et régi par les dispositions du règlement qui l’a fondé. Toutefois, l’ACER comme le CEER ont principalement

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les ANR comme partie prenante et les deux organismes coordonnent leurs activités afin d’éviter les doublons et les recoupements. Plus spécialement, le CEER intervient en principe dans des domaines non couverts par l’ACER, soit parce qu’ils ne sont pas dans son secteur d’intervention (par exemple la coopération internationale), soit en raison de ses ressources limitées qui la contraignent à se fixer des priorités étant au cœur de sa mission (par exemple l’ACER intervient peu en matière de GNL, de stockage, de marché de détail). Quels sont les grands sujets sur lesquels l’ACER est intervenue depuis sa création ? À sa création en 2010, l’ACER s’est vu confier dans le cadre du troisième paquet énergie un rôle important : promouvoir l’intégration des marchés nationaux d’électricité et du gaz et la création d’un marché intérieur de l’énergie. En particulier, l’ACER a été retenue pour définir les principes et les critères d’exploitation du système et les règles du marché à mettre en œuvre par le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité et de gaz (Entso), pour vérifier que ces règles, une fois conçues, sont conformes aux principes et aux critères définis et, de façon générale, contrôler les activités des Entso et participer à la planification du réseau énergétique européen, notamment par l’implantation de nouvelles infrastructures. L’ACER s’est vu confier en 2013 des responsabilités dans le domaine des infrastructures énergétiques. En particulier, elle a été désignée pour participer à l’établissement de la liste des projets d’intérêt commun de l’UE — les projets prioritaires pour l’intégration du marché intérieur de l’énergie — et pour décider de l’affectation de leurs coûts entre les différents pays lorsque les ANR ne parviennent pas à s’entendre sur cette affectation. La mission de l’ACER a été complétée en 2011 par l’ajout d’un nouveau volet, le règlement concernant l’intégrité et la transparence du marché de

ENTRETIEN

ALBERTO POTOTSCHNIG Alberto Pototschnig est le premier directeur de l’Agence européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (Acer), créée en 2010. Avant de rejoindre l’agence, il est associé en janvier 2006 chez Mercados EMI, un cabinet international spécialisé dans le GPL secteur de l’énergie basé à Madrid, où il a été CEO et vice-président. Il a précédemment travaillé chez les opérateurs italiens du réseau de transport (de 2003 à 2005), a été premier chef d’entreprise de l’opérateur italien du marché de l’électricité (de 2000 à 2003) et de l’Autorité italienne de la réglementation de l’énergie (AEEG, de 1997 à 2000), où il officiait en tant que directeur de la réglementation de l’électricité. Alberto Pototschnig a commencé sa carrière professionnelle en 1989 au London Economics, un cabinet de conseil économique international, où il était spécialisé dans le conseil économique industriel.

gros de l’énergie (Remit) lui ayant confié la responsabilité de concevoir un nouveau cadre de surveillance du marché de gros de l’énergie dans l’Union afin de repérer et, en conséquence, d’empêcher les abus de marché et les opérations d’initiés. Ce cadre est d’une ampleur sans précédent, non seulement à l’échelon européen mais également mondial. C’est pourquoi l’ACER s’emploie depuis 2011 à mettre en œuvre le nouveau cadre réglementaire entré en vigueur en octobre 2015. Ce sont les grands domaines d’intervention de l’ACER depuis sa création en 2010. Cette œuvre s’est traduite, sur la période allant jusqu’à fin 2016, par presque cent cinquante actions — décisions, recommandations et avis — ainsi que par de nombreux rapports, dont les cinq éditions du rapport de surveillance des marchés (Market Monitoring Report), son œuvre phare. Quelles sont encore les mesures à mettre en œuvre pour améliorer la création d’un marché intérieur de l’énergie plus homogène ? Le principe de subsidiarité est à la base du fonctionnement de l’UE et, plus précisément, du processus de prise de décision à l’échelon européen. Ce principe veut que les décisions soient prises à l’échelon le plus proche possible des citoyens. C’est pourquoi les autorités réglementaires de l’UE ne légifèrent que si, malgré les spécificités des États membres, l’action nationale n’aboutirait pas à la réalisation des objectifs de la politique européenne. Dans ce contexte, je considère que l’intégration du marché intérieur de l’énergie a atteint une étape dans laquelle

des règles communes — et non simplement harmonisées — applicables dans toute l’UE sont essentielles sur la plupart des aspects. L’un des meilleurs exemples en est le marché journalier de l’électricité (day-ahead electricity market), dans lequel un seul système de couplage au marché fonctionne dans presque toute l’UE, du détroit de Gibraltar à la mer de Barents. Dans ce cas précis, il est difficile d’imaginer comment des règles nationales, même harmonisées, pourraient permettre de faire fonctionner un marché à ce point intégré. La même remarque s’applique au secteur gazier, sur lequel des réglementations nationales différentes ou des règles différentes applicables à des interconnexions transfrontalières entraveraient le commerce du gaz et donc le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz. Certains volets du marché intérieur de l’énergie pourraient en revanche se contenter d’un niveau d’harmonisation moins poussé. Par exemple, les marchés au détail sont encore nettement nationaux et la protection du consommateur est assurée pour l’essentiel par la législation nationale. Toutefois, des règles non harmonisées du marché au détail peuvent constituer une barrière à la pénétration sur ce marché d’un acteur transfrontalier et, donc, une barrière à la concurrence. Qui plus est, on peut s’interroger quant à savoir si les consommateurs doivent jouir d’un niveau de protection différent en fonction du marché national dont ils relèvent. C’est pourquoi, même lorsque des règles communes ne sont pas strictement nécessaires, un haut niveau d’harmonisation reste essentiel.

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ENTRETIEN

« L’étroite coopération entre l’Acer et les ANR permet à l’Acer de prendre en compte autant que possible les situations et les spécificités nationales dans son action de réglementation, tout en poursuivant le développement et le bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie. » Avez-vous l’impression d’avoir contribué à l’amélioration des relations entre les autorités nationales de régulation de l’énergie et l’Union européenne ? Comme je l’ai indiqué, l’ACER a été conçue au départ pour assister les ANR à assurer leurs fonctions à l’échelon de l’UE et coordonner leur action chaque fois que nécessaire. Toutefois, cette assistance et cette coordination n’étaient pas prévues sous forme d’un secrétariat, mais par tâches et fonctions spécifiques pour lesquelles l’ACER a des responsabilités directes. Au fil du temps, des tâches supplémentaires ont été assignées à l’ACER, entraînant des interactions avec les régulateurs nationaux. Par exemple, pour la mise en œuvre de Remit, l’ACER et les régulateurs nationaux ont des responsabilités différentes et complémentaires : l’ACER contrôle le marché de gros à l’échelon de l’UE, alors que les ANR peuvent surveiller l’activité sur les marchés nationaux mais ont compétence exclusive sur leurs marchés nationaux respectifs pour les enquêtes et l’application de la loi. Cela étant, les autorités nationales de régulation sont à la fois les principaux acteurs de l’ACER et sont présentes dans sa structure interne ainsi que dans son processus de prise de décision. Le personnel des ANR et le personnel de l’ACER travaillent ensemble dans les groupes de travail de l’ACER, au sein desquels de nombreux aspects techniques relevant de la mission de l’ACER sont discutés et nombre de décisions officielles de l’ACER sont conçues. De plus, les ANR siègent au Conseil des régulateurs, l’un des quatre organismes de l’ACER, et participent à l’échelon central à la plupart des fonctions de réglementation de l’ACER. De fait, nombre des actes de l’ACER qui sont préparés, adoptés et publiés par son directeur, sont subordonnés à l’avis favorable du Conseil des régulateurs. L’étroite coopération entre l’ACER et les ANR permet à l’ACER de prendre en compte autant que possible les situations et les spécificités nationales dans son action de réglementation, tout en poursuivant le développement et le bon fonctionnement du marché intérieur de l’énergie.

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Le projet d’Union de l’énergie prévoit un renforcement du rôle de l’ACER, ce qui implique un renforcement de ses pouvoirs et de son indépendance. Comment appréhendez-vous ce nouveau rôle ? Une intégration plus poussée des marchés nationaux dans le marché intérieur de l’énergie nécessite le renforcement du rôle des organismes à l’échelon de l’UE tels qu’Entso-E et Entso-G. En outre, le paquet de la Commission « une énergie propre pour tous les Européens » insiste sur le rôle clé de la coopération régionale pour le marché intérieur de l’énergie. À cet égard, il prévoit la constitution de centres opérationnels régionaux (COR) chargés d’assurer la coopération entre les gestionnaires de réseaux de transport à l’échelon régional. Les Entso, les COR et, j’ajouterai, les opérateurs des marchés (Nominated Electricity Market Operators – dits « Nemo ») et les futurs opérateurs du système de distribution (DSO) de l’UE interviennent aux échelons transfrontalier, régional ou de l’UE. C’est pourquoi la surveillance de ces organismes par les ANR ne saurait être très efficace. En fait, dès lors que leurs pouvoirs sont limités par hypothèse à leur territoire national, la surveillance d’établissements à dimension régionale ou de l’UE exige la coopération entre les ANR concernées. Il existe en Europe des exemples de coopération réglementaire régionale efficace, comme dans les pays scandinaves ou la péninsule Ibérique. Toutefois, en règle générale, les pouvoirs des ANR diffèrent au sein de l’UE et plus il y a d’ANR concernées, plus la surveillance conjointe est difficile. Il est donc inévitable que l’ACER soit appelée à exercer sa surveillance sur les établissements intervenant à l’échelon régional ou à l’échelon de l’UE et, comme par le passé, l’ACER est prête à prendre en charge des responsabilités supplémentaires, à condition bien entendu d’obtenir les ressources supplémentaires nécessaires.

ENTRETIEN

L’ACER est compétente aussi bien dans le domaine du gaz que dans celui de l’électricité. De votre point de vue, quelles sont les principales ressemblances et les principales différences entre ces deux énergies ? Malgré le fait que, dans le troisième paquet législatif sur l’énergie, il y a de nombreuses dispositions parallèles pour l’électricité et le gaz, ces deux sources d’énergie ont des caractéristiques physiques très différentes et les deux secteurs se caractérisent par des histoires et des évolutions très différentes. Les caractéristiques physiques de l’électricité exigent une coordination technique supérieure entre les opérateurs de systèmes de transmission que dans le secteur du gaz. Quant au gaz, son approvisionnement à partir de pays tiers fait que le secteur du gaz est nettement plus dépendant de facteurs géopolitiques que le secteur de l’électricité. Toutefois, certains principes et certains objectifs s’appliquent pareillement aux marchés de l’électricité et du gaz : l’utilisation rationnelle des réseaux, en particulier des interconnexions transfrontalières ; le développement efficient de ces réseaux ; l’importance de marchés à court terme liquides ; la nécessité de renforcer la concurrence, pour le marché de gros comme pour le marché de détail ; l’importance de différencier (unbundling) les activités ouvertes à la concurrence de celles qui relèvent d’un monopole naturel ou juridique, pour s’en tenir aux principaux. Toutefois, je considère qu’au-delà de la reconnaissance des similitudes et des différences entre ces deux secteurs, l’important est de comprendre que les deux secteurs vont devoir coopérer de plus en plus. Il y a en fait d’importants liens entre les deux secteurs, comme la production d’électricité à partir du gaz et, à l’avenir, les technologies de conversion d’électricité en gaz (power to gas). En outre, les centrales de production d’électricité alimentées au gaz peuvent apporter la souplesse dont le secteur de l’électricité a besoin en raison de l’importance croissante des énergies renouvelables. Ce dernier aspect exige également un secteur gazier plus souple. Cette intégration des secteurs, de la façon dont le marché et les infrastructures évoluent, est un défi supplémentaire pour les preneurs de décision, les autorités de régulation, les exploitants de réseaux de transmission et les opérateurs de marché. Que pensez-vous du « Clean Energy européen » ? J’ai une appréciation très positive du paquet « une énergie propre pour tous les Européens ». Il s’agit d’un important — et ambitieux — ensemble de propositions législatives pour répondre aux défis majeurs qui se posent au secteur de l’énergie, en particulier l’électricité, découlant directement ou indirectement de l’accroissement de la part des énergies renouvelables dans le système électrique européen. Il cherche également à définir un nouvel horizon pour les consommateurs : tirer un maximum d’avantages de la libéralisation du secteur de l’énergie par un choix élargi et de meilleurs prix. En outre, la technologie avancée qui est aujourd’hui disponible permet au

consommateur de jouer un rôle plus actif dans le secteur de l’énergie, en apportant par exemple une partie de la souplesse dont le marché électrique de l’électricité a besoin, du côté de la demande. Les propositions du paquet « une énergie propre pour tous les Européens » vont également dans le sens d’une intégration plus poussée du marché en reconnaissant l’importance de la coopération régionale en ce qui concerne de nombreux aspects de la planification et de l’exploitation coordonnée des systèmes d’électricité. Nombre de ces aspects sont actuellement gérés à l’échelon national, mais je suis persuadé qu’une approche régionale — sinon à l’échelon de toute l’UE — est inévitable. Prenons par exemple la question de l’évaluation de l’adéquation de la ressource : cette évaluation cherche à vérifier si le système européen, et les différents systèmes nationaux en son sein, sont en mesure de répondre à la demande d’électricité à l’avenir. Jusqu’à présent, cette évaluation se faisait à l’échelon national. La question est de savoir comment traiter les ressources des pays voisins qui pourraient répondre à la demande nationale. Si ces ressources sont négligées, l’évaluation de cette adéquation va conclure très probablement à un besoin accru de ressources nationales et donc à des coûts supérieurs, sans que ce soit vraiment nécessaire. Inversement, si les ressources des pays voisins sont prises en compte dans l’analyse sans tenir compte du fait qu’elles peuvent être nécessaires dans les pays en question, l’évaluation pourra prendre en compte des ressources qui, en définitive, peuvent ne pas être disponibles pour répondre à la demande nationale. C’est pourquoi l’appréciation à l’échelon national de l’adéquation de la ressource peut aboutir soit à des surinvestissements soit à la double prise en compte de ressources, autrement dit soit à l’inefficience soit

« Les centrales de production d’électricité alimentées au gaz peuvent apporter la souplesse dont le secteur de l’électricité a besoin en raison de l’importance croissante des énergies renouvelables. » o

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ENTRETIEN

« La combinaison de l’obligation de transparence, de l’interdiction de l’abus de marché et d’un cadre de contrôle efficient renforce la confiance des acteurs du marché. » à l’inefficacité. Seule une évaluation à l’échelon régional peut produire des résultats fiables et efficients. Ce n’est qu’un exemple de ce que propose le paquet « une énergie propre pour tous les Européens » et son objectif d’améliorer l’efficacité et l’efficience du secteur pour répondre aux nouveaux défis posés par la transition énergétique. Quelles sont les mesures mises en place par l’ACER pour sécuriser l’approvisionnement en gaz en Europe ? Le renforcement de la sécurité de l’approvisionnement de l’Europe et de certains de ses voisins — comme l’Ukraine — résulte d’une évolution récente de la législation et la réglementation, comme l’exigence de capacités de flux inversé aux points d’interconnexion du gaz dans l’Union et le soutien aux hubs de gaz liquéfié, ainsi que l’amélioration des marchés internationaux de l’énergie. C’est pourquoi il ne saurait être confié uniquement à l’ACER. Toutefois, celle-ci fait partie du cadre réglementaire renforcé introduit par le troisième paquet législatif sur l’énergie, et elle a donc contribué à cette évolution par son rôle dans la préparation des codes de réseau, de la planification de l’infrastructure énergétique et du suivi des évolutions du secteur de l’électricité et du gaz, en proposant des mesures lorsqu’elle constate des barrières au bon fonctionnement d’un marché intérieur de l’énergie concurrentiel, durable et sûr. En outre, l’ACER a participé aux discussions menées par la Commission européenne sur la proposition de règlement pour la sécurité de l’approvisionnement en gaz et elle a fait des propositions concrètes pour améliorer et mettre en œuvre le projet. La mise en place du Remit doit permettre une plus grande transparence sur les marchés. Quelles améliorations espérez-vous apporter avec ce nouvel outil ? Remit signifie « règlement concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie ». Le règlement, adopté en 2011, instaure de nouvelles obligations et de nouvelles interdictions pour assurer la transparence et l’intégrité des marchés de gros de l’énergie dans l’UE. Il prévoit également le développement d’un nouveau cadre de surveillance, spécifique au secteur et sans précédent, pour repérer et empêcher l’abus de marché sur les marchés de gros de l’énergie en Europe. L’ACER a travaillé à la mise en place du nouveau cadre de contrôle depuis l’adoption

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du règlement et, après l’adoption des actes d’exécution de la Commission en décembre 2014, elle a commencé à recueillir des données sur les marchés de gros de l’énergie en octobre 2015. L’ACER reçoit actuellement des informations sur plus d’un million de dossiers de transactions, y compris les ordres de vente, et des données de base sur les marchés de gros de l’énergie au quotidien dans l’UE. Elle analyse les données pour repérer toute tendance et tout comportement anormal, pouvant être le signe d’une manipulation du marché ou d’opérations d’initiés. Lorsque l’ACER a une raison de suspecter un tel comportement, elle le signale au régulateur national chargé des recherches et de la mise à exécution. La combinaison de l’obligation de transparence, de l’interdiction de l’abus de marché et d’un cadre de contrôle efficient renforce la confiance des acteurs du marché sur le fait qu’ils négocient à partir des mêmes informations, et la confiance des consommateurs sur le fait que le prix payé pour l’énergie résulte du jeu de l’offre et de la demande et des lois fondamentales du marché, qui ne sont pas faussées — le plus souvent à la hausse — par un abus de marché. Quelle est la nécessité, pour l’ACER, de mettre en place des initiatives régionales gazières (GRI) ? L’initiative régionale gazière est antérieure à la création de l’ACER. Elle a été lancée en 2006, avec l’initiative régionale en électricité, en tant qu’étape pragmatique, intermédiaire — tremplin — vers l’intégration totale du marché dans l’UE. En fait, il a été admis que passer directement à un marché unique à l’échelon de l’UE était trop difficile. Ces deux initiatives régionales ont favorisé la mise en œuvre volontaire anticipée du troisième paquet législatif sur l’énergie. L’initiative régionale en électricité a été dissoute en 2016, lorsque la priorité pour l’intégration du marché est passée de la dimension régionale à des projets transrégionaux (à savoir, intégration du marché pour les différents calendriers par marché et calcul de capacités). L’initiative régionale gazière constitue toujours un forum pour la coopération et l’échange de bonnes pratiques à l’échelon régional et, même si l’une des trois initiatives régionales initiales — la GRI de la région nord-ouest — a perdu de l’ampleur, je considère qu’elle a toujours un rôle à jouer dans les deux autres régions pour soutenir la mise en œuvre intégrale des codes de réseau et des orientations.

ENTRETIEN

En fait, l’accent est mis aujourd’hui sur la relation entre la région de la Baltique et la GRI en vue du plan d’intégration du marché régional. Vous avez publié, en février 2017, un rapport sur l’initiative régionale gazière (GRI) en 2016, qui met en avant la mise en œuvre des codes de réseau de gaz par les pays européens. Quelles sont vos remarques et vos recommandations ? Ce rapport expose le statut et les activités effectuées par les deux régions actives en matière de gaz qui font partie de la GRI : la GRI région Sud et la GRI région Sud Sud-Est. La vérification de la conformité des États membres aux dispositions des codes de réseau fait apparaître, une fois de plus, une image à deux volets : alors que la GRI région Sud a atteint un niveau de conformité plutôt élevé et homogène, la GRI région Sud Sud-Est est confrontée à une situation à deux vitesses, les pays du Sud-Est en étant encore à des taux de conformité très faibles par rapport aux dispositions des codes de réseau en ce qui concerne le mécanisme d’attribution des capacités et d’équilibrage et les procédures de gestion de la congestion. En 2016, la GRI région Sud a mené à bien (même tardivement) une activité importante en matière de coordination des mesures en cas de demande excédentaire et de rachat, qui sont à présent

les mêmes dans les trois pays. La région coopère également en vue de la mise en œuvre de façon coordonnée du code d’équilibrage du réseau. L’intégration du marché de la péninsule Ibérique — et éventuellement à l’avenir avec la France — a également progressé. La GRI région Sud Sud-Est a mené plusieurs enquêtes afin de mieux connaître l’état d’avancement des points de négociation virtuels, de la qualité du gaz, du troisième paquet législatif sur l’énergie en ce qui concerne leur mise en œuvre et la transparence. Certains projets sont encore à la traîne, comme la mise en œuvre coordonnée du mécanisme d’attribution des capacités et des codes d’équilibrage du réseau au point d’interconnexion entre la Grèce et la Bulgarie. La même chose vaut pour le projet visant à proposer un nouveau type de licence, qui n’a pas beaucoup avancé. Par ailleurs, des progrès ont été faits en matière d’intégration du marché autrichien et de définition de l’accroissement de la capacité de transport en Roumanie, Hongrie et Autriche (route « Rohuat »). Pour l’avenir, l’ACER encourage la GRI région Sud à poursuivre le renforcement de l’intégration du marché régional et, en ce qui concerne la GRI région Sud Sud-Est, l’ACER insiste sur l’importance d’une mise en œuvre complète du code de réseau. Propos recueillis par Laura Icart

Gaz d’aujourd’hui • n 2-2017 • 9

DOSSIER

LA PRODUCTION ÉLECTRIQUE AU GAZ

Au sommaire de ce dossier : Contexte | Assurer notre sécurité énergétique Centrales à cycle combiné gaz | Vers un retour en grâce ? Infographie | Implantation des centrales électriques à CCG en France Interview | Une nouvelle dynamique Micro-cogénération | Pile-poil prête Cogénérations industrielles | Soutien à la cogénération : où va-t-on ? Perspectives | Production d’électricité : un levier pour la demande gazière ? Énergie GPL | Quand l’électricité se « propane » à travers le monde Solutions multi-énergies | Vers une meilleur synergie Le dessin du dossier | Gaz naturel et EnR : un partenariat gagnant o

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DOSSIER

CONTEXTE

Assurer notre sécurité énergétique Les gaziers ont souvent répété l’importance de ne pas opposer les énergies les unes aux autres mais de voir en chacune l’intérêt qu’elle représente pour l’autre. La production d’électricité à partir de gaz est la parfaite illustration de cette complémentarité entre gaz et électricité. L’hiver écoulé est à ce titre plus que représentatif. Épisodes de froid à répétition, tension sur le réseau électrique, ont mis en évidence l’importance du gaz dans sa capacité à produire de l’électricité et à participer ainsi à la sécurité énergétique dans notre pays. Décryptage.

’hiver 2016-2017 restera sans doute dans les mémoires des gaziers. Bien qu’il ne fut pas extrêmement froid, il fut source de grandes tensions sur le réseau électrique. Celles-ci ont démontré le rôle prépondérant joué par le système gaz dans la sécurité et la continuité de l’alimentation énergétique de la France. Un système gaz1 qui, cet hiver, a produit 33 TWh d’électricité : un véritable record permettant, d’une part, de contribuer à la production électrique pour faire face aux besoins en période de forte demande et, d’autre part, d’alimenter des systèmes de chauffage au gaz qui par nature n’accentuent pas la demande électrique à la pointe. La production d’électricité à partir de gaz a doublé et permet également de diminuer de 50 % les émissions de CO2 par rapport au charbon et de 25 % par rapport au fuel. Le boom des CCCG Mises à l’arrêt ou partiellement utilisées, les centrales à cycle combiné gaz ont cet hiver fait un retour en force dans le paysage énergétique français puisque toutes les centrales ont été sollicitées. Les CCCG ont fourni cet hiver environ 11 % de l’électricité produite dans notre pays. Cette reprise a entrainé une hausse de la consommation de gaz, qui a globalement augmenté de 48 TWh, dont 33 TWh consacrés à la production d’électricité. De nouvelles possibilités s’ouvrent-elles pour cet outil de pointe dans notre pays ? Qu’en est-il chez nos voisins européens ? Notre dossier avance des éléments de réponses. Quel avenir pour la cogénération ? Les cogénérations au gaz sont abondantes sur notre territoire, elles participent au même titre que les CCCG à l’équilibre du réseau mais leur avenir réglementaire reste incertain. Cet hiver particulier a également illustré le rôle important des solutions de chauffage au gaz pour réduire la sensibilité au climat du système électrique et ainsi participer à son équilibre en période hivernale. Il est vrai que le secteur de la micro génération gaz, particulièrement sur le marché domestique, est en pleine expansion. La mise sur le marché de technologies de plus en plus performantes, comme la pile à combustible gaz, laisse présager de belles opportunités pour les années à venir.

Vue d’ensemble de Montoir. Vers plus de synergies Les projets de power to gas sont les symboles par excellence d’une synergie en devenir, celle du gaz et de l’électricité. L’annonce récente de TWh la collaboration entre GRTgaz et RTE avec une d’électricité produite série d’actions concrètes pour développer cette par le système synergie, notamment à travers l’entrée de RTE dans le projet de démonstrateur Jupiter 1000, prégaz cet hiver figure une nouvelle dimension dans les rapports gaz et électricité. L’électricité et le gaz ont de plus en plus de choses à se dire, de projets à nouer, d’actions à mener. Les projets power to gas l’illustrent, tout comme la forte sollicitation des centrales à gaz et l’appui de la cogénération lors des pointes de consommation cet hiver, qui ont sans nul doute redistribué les cartes et mis en lumière l’intérêt de créer des synergies gaz et électricité. Des énergies qui sont certes concurrentes mais aussi complémentaires en France et dans le monde. Laura Icart

CCCG + cogénération + turbine à combustion.

Gaz d’aujourd’hui • n 2-2017 • 11

DOSSIER

CENTRALES À CYCLE COMBINÉ GAZ

Vers un retour en grâce ? Réduire les émissions atmosphériques tout en sécurisant le système électrique, c’est en substance la promesse offerte par les centrales à cycles combinés gaz (CCCG). Introduites au début des années 1970, elles ont un connu un développement rapide en Europe mais aussi un fort déclin au début des années 2010. En France, le développement de cette technologie est resté modeste. Cette année pourtant, l’ensemble du parc français disponible a tourné à plein régime. Les CCCG ont-elles une nouvelle carte à jouer dans notre pays ? État des lieux.

vni en Europe du fait de son mix énergétique dominé à 75 % par le nucléaire, la France se distingue très clairement de ses voisins. Si le gaz naturel est la deuxième énergie primaire utilisée dans notre pays, son usage dans la production d’électricité a toujours été extrêmement limité (environ 4 % de la matrice électrique nationale). Même si la tendance tend à s’inverser ces deux dernières années avec une sollicitation plus forte des CCCG, cette filière ne représente aujourd’hui qu’environ 5,2 GW de puissance installée sur les 130 GW existants dans la totalité du parc français. Panorama du paysage français actuel La technologie à cycle combiné gaz se développe en France au milieu des années 2000. C’est en 2005 que le groupe Engie a inauguré sa première CCCG DK6 à Dunkerque. DK6, d’une puissance électrique de 790 MWe, est alimentée par les gaz

sidérurgiques d’Arcelor Mittal Dunkerque, ainsi que par du gaz naturel depuis le terminal d’Engie de Loon-Plage situé à une dizaine de kilomètres du site. Engie a construit trois centrales en l’espace de six ans : Cycofos (490 MWe), mise en service en janvier 2010 à Fos-sur-Mer ; Combigolfe d’Engie Électrabel (juillet 2010, 435 MWe) également à Fos-sur-Mer et la centrale Spem de Montoir-de-Bretagne de 435 MW, entrée en service en 2011. Les CCCG constituent la majorité du parc de centrales électriques du groupe Engie avec une capacité installée, en avril 2017, de 2 136 MWe. Deuxième grand propriétaire de CCCG, en France, le groupe EDF qui a mis en service une centrale à cycle combiné au gaz naturel de 430 MWe à Blénod-lès-Pont-À-Mousson, en 2011. Le groupe électricien français a également transformé la centrale au fuel de Martigues (Bouches-du-Rhône) en deux cycles combinés au gaz totalisant 930 MW, opérationnels depuis 2011 et 2012. C’est la plus importante centrale en termes de capacité installée en France. ` Bouchain : la centrale de tous les records EDF a inauguré en grande pompe en juin 2016 la dernière-née de ses centrales à cycle combiné gaz sur le site de Bouchain, dans le Nord. Une centrale à CCG de nouvelle génération qui s’est payé le luxe d’intégrer directement le Guinness Book des records. Avec une puissance maximale de 605 MW, cette turbine, développée et produite par GE, se veut la plus performante à travers le monde. Cette centrale pourra délivrer une puissance maximale de 605 mégawatts — elle alimentera l’équivalent de 680 000 foyers —, avec un rendement record de 62,22 % qui lui permettra de réduire les émissions atmosphériques (58 % pour une centrale combiné gaz classique et de 37 % pour une centrale au charbon classique). Direct Énergie possède la centrale de Bayet (Allier, 410 MW) qu’elle a racheté en 2015 au groupe énergétique suisse Alpiq, pour un montant avoisinant les 45 millions d’euros. Direct Énergie a également lancé en 2011 un projet d’ouverture de centrale CCG à Landivisiau, en Bretagne (422 MWe), dans le cadre du pacte électrique breton, qui n’a toujours pas reçu aujourd’hui le feu vert de la Commission européenne. Si les CCCG de Pont-surSambre (Nord, 440 MWe) et de Toul (Meurthe-et-Moselle, 422 MWe), exploitées par la société Power, ont connu des

La centrale de Bouchain. o

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DOSSIER

La centrale électrique à cycle combiné DK6 à Dunkerque (cheminée de bypass et chaudière). années noires marquées notamment par l’effondrement du marché de gros de l’électricité et des saisons douces, elles fonctionnent aujourd’hui au maximum de leurs capacités. Le groupe Uniper a mis en service en mars 2010 une CCCG (2 tranches) de 414 MW chacune, soit une capacité totale de 828 MWe mise en service en mars 2010. Une filière fragilisée depuis 2011... En France comme en Europe, la filière a connu une période de déclin à partir de 2012 et a vu sa rentabilité baisser de manière exponentielle. Une situation expliquée par plusieurs facteurs : la réduction de la demande électrique en Europe et la concurrence du charbon américain qui, a contrario du prix du gaz, a vu ses prix lourdement chuter, sans compter la faiblesse des prix des quotas d’émission de CO2 sur le marché européen ETS qui a accru la compétitivité du charbon face au gaz dans la production d’électricité. Entre 2011 et 2014, la production d’électricité à partir de gaz naturel a chuté de près de 40 % en moyenne dans l’Union européenne. Un coup d’arrêt qui a entraîné de lourdes conséquences pour un grand nombre d’énergéticiens en Europe. Leurs CCCG de moins en moins sollicitées, les opérateurs de centrales ont adopté différentes stratégies pour pallier au manque de rentabilité. Le plus courant et la principale utilisée a été la mise sous cocon. Ce fut d’ailleurs le choix d’Engie qui, en avril 2013, a mis à l’arrêt partiellement ou totalement trois de ses quatre CCCG en France. D’autres opérateurs ont également fait le choix de vendre leur CCCG les plus déficitaires, comme ce fut le cas pour l’électricien autrichien Vermud avec les centrales de Pont-sur-Sambre et de Toul mais aussi d’Alpiq qui s’est séparé de la centrale de Bayet à perte. ...mais qui connait un regain d’activité depuis 2015 En France, depuis 2015, la production électrique des centrales à gaz a connu une forte croissance (+ 54,8 % en 2015), soit un total de 22,1 TWh (4 % du mix électrique national). L’hiver 2016-2017 a incontestablement sonné le renouveau pour les CCCG en France puisque l’ensemble du parc français (11 CCCG) a été mobilisé pour atteindre une consommation record de 46 TWh en 2016. Une situation qui s’explique par une période de grand froid couplée à une meilleure compéti-

tivité du prix du gaz que les années précédentes (14 euros le MWh en 2016 contre 20 euros le MWh en 2015). Les CCCG ont été très sollicitées cet hiver comme moyens d’appoint lors des périodes de forte demande, avec un besoin en gaz estimé à environ 85 GWh par jour. Une filière également portée par une dynamique environnementale Dans son dernier rapport, publié le 10 avril, Eurogas rapporte que les émissions de CO2 dans le secteur de la production d’électricité de l’UE ont diminué de 4,5 % en 2016, principalement dû au passage important du charbon au gaz. « Au Royaume-Uni, les émissions de CO2 du secteur de l’électricité ont même diminué jusqu’à 18,7 % grâce au gaz », souligne la secrétaire générale d’Eurogas, Beate Raabe, qui estime à 66 % le potentiel de réduction des émissions de CO2 dans la production d’électricité. En France si les énergies renouvelables sont appelées à prendre de plus en plus d’importance dans la production électrique de notre pays, elles sont aussi, pour l’éolien et le photovoltaïque, intermittentes. Les CCCG ont la capacité de compenser cette intermittence grâce à une production flexible dans le temps et de maintenir en équilibre le réseau. L’industrie gazière a beaucoup communiqué ces derniers mois sur le rôle des CCCG pour accompagner le développement des énergies renouvelables dans la production d’électricité française. Autre point important et pas des moindres pour les opérateurs de CCCG : la mise en place depuis le 1er janvier 2017 d’un mécanisme de rémunération de la capacité. Les fournisseurs d’électricité sont désormais tenus de justifier qu’ils disposent de capacités de production ou d’effacement de consommation suffisantes pour satisfaire la demande de leurs clients en permanence. Ce dispositif, approuvé sous réserve en novembre 2016 par la Commission européenne, débute à peine en France. Certaines caractéristiques sont encore à définir. Si l’hiver écoulé aura permis de démontrer l’utilité des CCCG dans notre pays, leur avenir n’est pas pour autant dégagé. Seules des réformes structurelles et en premier lieu la mise en place d’un prix fort du CO2 et une meilleure lisibilité du mécanisme de capacité pourront accroître leur compétitivité et pérenniser la filière à long terme. Laura Icart

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DOSSIER DK6 - Dunkerque ENGIE Date de mise en service Capacité installée (MWe)

INFOGRAPHIE

Gennevilliers

Implantation des principales centrales électriques à CCG en France

Production 2016 (TWh)

EDF Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production 2016 (TWh)

2005 790 2,94

1992 210 0,10

Rennes

Nantes Landivisiau

Montoir-de-Bretagne

DIRECT ENERGIE

ENGIE

Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

2017 422 -

Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

2011 435 1,66

Montereau EDF Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

Bordeaux

2010 370 0,36

Bayet DIRECT ENERGIE Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

Légende :

2011 410 1,37

Centrales à cycle combiné gaz en service

Turbines à combustion gaz (raccordées au réseau de transport)

Combigolfe - Fos-sur-Mer ENGIE

Centrales à cycle combiné gaz en projet

Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

14 • Gaz d’aujourd’hui • n 2-2017

2010 425 1,83

DOSSIER Bouchain

Lille

EDF Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

2016 605 1,89

Emilie Huchet (Saint-Avol) UNIPER Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

2010 828 3,70

Strasbourg

Paris

Pont-sur-Sambre POWER SAS Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

2009 430 1,61

Toul POWER SAS Date de mise en service Capacité installée (MWe)

Lyon

Production annuelle (TWh)

2012 860 1,75

Blénod EDF Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

Marseille

Toulouse

2011 430 2,04

Cycofos - Fos-sur-Mer ENGIE Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

2010 486 1,45

Martigues EDF Date de mise en service Capacité installée (MWe) Production annuelle (TWh)

2013 930 3,16

Source: GRTgaz; Engie; EDF, Direct Energie, Uniper

Gaz d’aujourd’hui • n 2-2017 • 15

DOSSIER

PETITE ENCYCLOPÉDIE GAZIÈRE

Focus sur le cycle combiné gaz (CCG) Une centrale de production à cycle combiné au gaz naturel est composée d’une turbine à combustion (TAC) et d’une turbine à vapeur (TAV), chacune équipée de son propre alternateur.

Fonctionnement d’une TAC

Une turbine à combustion fonctionne sur le principe d’un réacteur d’avion auquel on aurait ajouté un alternateur. L’air est tout d’abord fortement comprimé. Puis, dans la chambre de combustion, le combustible est injecté à l’air comprimé. En s’enflammant, il produit l’énergie nécessaire pour faire tourner la turbine, qui entraîne alors l’alternateur producteur d’électricité.

Le cycle combiné gaz

Ainsi, dans un cycle combiné gaz, avec la même quantité de combustible, il y a une double production d’électricité – celle de la TAC et celle de la TAV – et donc un rendement beaucoup plus important.

Fonctionnement d’une TAV

Les gaz de combustion chauds produits dans le circuit de la TAC servent à produire de la vapeur à travers une chaudière de récupération qui met en rotation une turbine (TAV) et fait tourner un deuxième alternateur.

1 Un compresseur met en pression et en température l’air de combustion. 2 Le combustible gaz s’enflamme à son contact (température de l’ordre de 1 300 à 1 500 °C). 3 Les gaz d’échappement issus de la combustion se détendent et font tourner la turbine. 4 Cette turbine entraîne un alternateur qui génère de l’électricité. 5 Dans la chaudière, au contact des gaz d’échappement très chauds (température entre 550 à 650 °C), l’eau du circuit 1 est transformée en vapeur. 6 Cette vapeur fait tourner une turbine à vapeur qui entraîne un alternateur générant de l’électricité. 7 La vapeur est transformée en eau dans le condenseur par un circuit 2 de refroidissement (eau naturelle du fleuve et/ ou circuit d’air forcé). 8 L’eau du condenseur est réinjectée dans le circuit secondaire, le cycle eau-vapeur recommence. 9 Les deux alternateurs débitent sur les lignes 225 000 volts ou 400 000 volts du réseau.

Cette page est extraite de la publication d’EDF Le cycle combiné gaz, collection « Nos énergies ont de l’avenir ».

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DOSSIER

INTERVIEW Patrick Canal, délégué général du Club Cogénération de l’ATTE

Une nouvelle dynamique La cogénération participe à l’équilibre du mix énergétique en France. Gaz d’aujourd’hui a demandé à Patrick Canal, délégué général du Club Cogénération de l’ATEE de s’exprimer sur la place de la cogénération dans notre pays. Tour d’horizon. électrique. De fait, la cogénération à usage climatique présente l’avantage de la concomitance de sa production d’électricité avec les besoins de chaleur à satisfaire aux pointes de températures basses.

Dernièrement, nous avons pu constater l’appui avéré des cogénérations au système électrique pour passer l’hiver. Pouvez-vous nous expliquer en quoi la synergie gaz et électricité, en plus d’être durable, contribue à l’équilibre du système énergétique français ? La cogénération représente une excellente réponse pour accompagner la thermo-sensibilité du mix de production électrique national. On sait difficilement stocker l’électricité même si, contrairement à une idée reçue, c’est possible avec certaines technologies, mais en quantités généralement limitées ou déjà exploitées, comme les stations de transfert d’énergie par pompage [5 gigawatts environ, NDLR] ! La thermo-sensibilité du parc français est évaluée à 2,4 GW électriques, soit environ deux tranches nucléaires, pour une baisse de 1 °C de la température ambiante. Concrètement, cela signifie que si la France passe d’une moyenne globale de 6 degrés à 5 degrés en température ambiante, on aura un besoin de 2,4 GW de plus en électricité destinée principalement à l’usage du chauffage

Pourquoi ? Tout simplement parce que la production sous cogénération intervient dès lors que l’on a une demande forte. La cogénération est thermosensible comme le mix électrique français sauf que ce n’est pas l’électricité qu’il faut fournir en cogénération, c’est de la chaleur. Plus de la moitié du parc français fonctionne exclusivement en mode climatique [environ 3 GW sur les 4,5 GW de capacités en place, NDLR]. Certains industriels, les serristes notamment, ont un besoin accru de chaleur. Ils sont très demandeurs. C’est là un excellent exemple de synergie entre ces deux énergies. Deuxième élément de réponse : la cogénération est programmable, on peut démarrer et mobiliser un parc de cogénération en quelques minutes dès lors que la demande l’exige. RTE a d’ailleurs fait appel aux cogénérations industrielles dans le cadre du marché d’ajustement. Et c’était également l’objet du contrat transitoire de capacité qui a été mis en place en 2015 [qui a pris fin en décembre 2016, NDLR] et qui a mobilisé 1,4 GW de capacité industrielle des cogénérations de plus de 12 GW. Des cogénérations industrielles capables de plus de garantir leur capacité dans d’excellentes conditions, ce qui a été confirmé par RTE qui a évalué à plus de 95 % la disponibilité du parc de cogénérations concernées. Une disponibilité même supérieure à celle du nucléaire et comparable aux centrales à cycles combinés gaz (CCCG) et aux turbines à gaz. Quels sont les atouts de la filière cogénération en France ? Trois mots pour qualifier cette filière : efficacité, flexibilité et fiabilité. En France, nous en avons eu l’exemple cet hiver : nous avons dû compenser l’insuffisance de la production de pointe par des tranches programmables, dont la cogénération. C’est le meilleur vecteur fossile aujourd’hui en relais des centrales thermiques y compris des CCCG. Ce sont des actifs de production d’électricité performants, rapides, qui allient la performance, la sécurité et la souplesse. Les cogénérations récentes peuvent atteindre des

Gaz d’aujourd’hui • n 2-2017 • 17

DOSSIER

Club Cogénération de l’ATEE Qui sont les membres ? Fournisseurs et distributeurs d’énergies (pétrole, gaz, électricité) ; bureaux d’études, exploitants, industriels (producteurs autonomes ou installations externalisées) et organismes professionnels (Fedene, Uniden, Amorce, Gigrel...), distributeurs et fabricants de matériels de génération électrique (moteurs, turbines, alternateurs) ; centres techniques, centres de recherche ; universités. Les membres du Club conçoivent, réalisent ou exploitent environ 94 % du parc actuel de cogénérations en France, avec de forts développements à l’étranger. Réflexions et travaux du Club Tarifs d’achat de l’électricité cogénérée, contrats de renouvellement des installations, coefficient de plafonnement du prix du gaz, « dispatchabilité » des cogénérations, fonctionnement en été, modulation des cogénérations sous obligation d’achat, conditions de raccordement des installations aux réseaux publics (RPD, RPT), soutien des cogénérations post obligation d’achat, micro-cogénération, études des potentiels régionaux de la cogénération en zones sensibles, marché de capacité, appels à projets de capacité…

rendements globaux supérieurs à 90 % et garantir entre 15 et 30 % d’économies d’énergie primaire. La cogénération permet donc de faire des économies d’énergie, d’augmenter l’indépendance énergétique vis-à-vis des fossiles en garantissant des rendements de productions importants par rapport aux meilleures techniques de productions électrique et thermique séparées, tout en réduisant les émissions globales de CO2 par rapport aux tranches thermiques. Cela représente a minima une demie-tonne de CO2 par MWh d’électricité produite, voire plus pour les micro et mini cogénérations. C’est loin d’être neutre. Un autre paramètre qui valorise de fait les cogénérations est le verdissement du réseau gazier avec l’injection progressive, à terme, du biométhane ou du gaz de synthèse (P2G). Le biométhane, méthane de synthèse, tout comme l’hydrogène peuvent en effet alimenter une cogénération. Dans le cas d’une micro-cogénération, il n’y a d’ailleurs quasiment aucune perte de production électrique (P2GP) avec un raccordement en basse tension et la mise en œuvre de récupérateurs à condensation. Aujourd’hui, avec un système de power to gas, nous avons un gain global de transfert d’énergie depuis la source qui est l’électricité renouvelable en excédent. Autrement dit, nous allons pouvoir tirer profit des surcapacités des productions d’énergies renouvelables (EnR) pour faire du gaz et le convertir ultérieurement

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sans quasiment de perte de rendement, en électricité et en chaleur. Or la part de gaz verts dans les réseaux devrait augmenter de manière significative dans les prochaines années, avec un objectif dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) de 10 % de biométhane injecté à l’horizon 2030 Est-elle créatrice d’emplois ? Elle l’est. La filière cogénération au même titre que n’importe quelle production délocalisée est source d’emplois. Elle englobe l’ensemble des acteurs de la chaîne de valeurs, des d’énergie aux transporteurs/distributeurs, en passant par les bureaux d’études, installateurs, équipementiers, sociétés d’exploitation et de maintenance jusqu’aux entreprises de recyclage. Aujourd’hui, une micro-cogénération génère même plus de revenus et de gisement d’emplois qu’une chaudière. Notre industrie produit une énergie programmable, tout en ne déplaçant pas une énergie intermittente, mais en la complétant. Notre filière représenterait environ 30 000 emplois en France, surtout pour l’instant dans l’industrie, alors que les segments résidentiels et tertiaires ne sont pour l’instant pas équipés de micro et petites cogénérations et alors que leur gisement est relativement important (supérieur à 1 GW électrique). Ce chiffre est donc appelé à augmenter dans les années à venir. À ce sujet, nous venons de lancer une étude, portée par dix-sept membres du Club, qui doit permettre d’évaluer les externalités énergétiques, environnementales, réseaux, emplois, etc., par une modélisation fine de l’ensemble du parc de cogénérations exploitées sur le territoire national en évaluant les bénéfices pour la collectivité, liés aux externalités précitées, d’une croissance de ce parc dans certains segments d’activité. Les résultats sont attendus d’ici fin 2017 et devraient alimenter la réflexion des pouvoirs publics sur la prochaine PPE qui démarre en 2019. L’usage de la cogénération en Europe semble plus répandu que dans notre pays. Quels sont les pays les plus avancés ? Les pays gaziers du nord et de l’est de l’Europe sont caractérisés par une importance élevée des cogénérations dans leur mix de production d’électricité et dans certains secteurs d’activités, comme les serristes au Danemark et en Hollande notamment ou les réseaux de chaleur en Allemagne. Au Danemark, 50 % du parc est alimenté par des cogénérations électriques. Les allemands, qui exploitent un parc de cogénérations plus de trois fois supérieur au parc français visent même en 2030 une capacité globale de 30 GW, soit sept fois celui de la France. L’Allemagne a en effet un grand besoin de trouver de nouvelles sources d’énergie moins carbonées, en remplacement de ses vieilles centrales thermiques au charbon. Parmi les tranches thermiques à flamme [gaz, NDLR], les plus performantes sont les cogénérations qui arrivent en tête de liste. Bien sûr, il ne s’agit pas d’opposer les cogénérations à la production intermittente. Les allemands ont par ailleurs

DOSSIER

souhaité développer massivement le parc éolien en relais de leur parc nucléaire et pour eux la production programmable que garantit la cogénération vient déplacer efficacement les centrales thermiques les plus émissives, avec un gain de 600 tonnes de C02 par GWh électrique produit et ce sans émissions de particule fines (PM10). Actuellement, et même si les choses évoluent, le contexte français semble peu propice au développement de la cogénération. Quelles seraient vos préconisations en la matière ? Le contexte est devenu peu propice en effet pour les cogénérations de plus de 1 MW électrique, mais la France a quand même mis en place des mécanismes de soutien pour les cogénérations de moins de 1 MW, dans le respect des lignes directrices européennes de juin 2014. Si nous avons aujourd’hui dans notre pays un outil performant, il y a une vraie nécessité à donner de la visibilité aux acteurs industriels qui ont massivement investi dans les outils de cogénération depuis les années 2000. Il serait regrettable qu’au motif de ne vouloir déployer que des énergies renouvelables (EnR), qui souffrent de leur absence de programmabilité lorsqu’elles ne sont pas couplées à des capacités de stockage (et c’est rarement le cas), on abandonne des actifs de production performants et programmables. Dans la politique énergétique nationale, la baisse d’intensité des fossiles peut passer par le recours accru à la cogénération, accompagnant le déploiement massif des EnR. Ce nous souhaitons dire aux pouvoirs publics c’est que la cogénération est le meilleur outil de production programmable par voie thermique à flamme du mix électrique. La biomasse est certes moins émettrice globalement mais elle est aussi moins performante. Aujourd’hui, il n’existe aucune filière centralisée ou décentralisée qui puisse de développer sans mécanismes de soutien. Pour pérenniser leur outil de production performant, mature, flexible, disponible et fiable, les cogénérateurs doivent aussi pouvoir bénéficier de ces mécanismes, plus particulièrement ceux, industriels, qui demain déplaceront leurs cogénérations en France et dans d’autres pays. La cogénération bénéficie à ce titre d’un mécanisme de complément de rémunération comme les filières renouvelables, valorisant ses performances, mais ne fait l’objet pour l’heure d’aucun appel d’offres au-delà de 1 MW électrique dans le cadre de la PPE (à l’exclusion des cogénérations industrielles raccordées à des sites thermointensifs comme en a disposé la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte). La France devrait pouvoir déployer un potentiel technique de cogénération [évalué en 2010 à 30 GW, NDLR] au moins à hauteur de 10 GW, soit un tiers du gisement technique français. Cela permettra de doubler la capacité existante. Un potentiel de 10 GW qui pourrait s’exprimer notamment par les cogénérations de moins de 1 MW, c’est-à-dire dans le résidentiel et le tertiaire et les PME/PMI, où les gisements techniques sont les moins exploités puisqu’il n’y a quasi-

ment pas de cogénérations installées [jusqu’à présent, les contrats d’obligation d’achat n’étaient pas dimensionnés pour les petites capacités, NDLR]. Comment intègre-t-on le biogaz aujourd’hui dans un système de cogénération ? Il y a notamment eu des appels d’offres pour les grandes cogénérations. Comment les industriels vont-ils procéder ? Le premier appel d’offres conversion biomasse-biogaz est sorti en décembre. Avec un parc de seulement 45 MW, il est mineur et semble n’être réservé que pour un seul site, voire deux. Les résultats sont attendus en milieu d’année. Le deuxième appel d’offres nous semble plus intéressant puisqu’il s’agit de convertir un parc de 650 GW électriques de gaz vers du biogaz avec une échéance d’incorporation de 20 % dans les cinq ans. Le biogaz sera incorporé soit physiquement soit sous la forme de garanties d’origine biogaz dans les unités de plus de 12 MW, à savoir des sites capables de consommer 40 % de leur production de chaleur en été [d’avril à octobre, NDLR]. Les cogénérations doivent présenter une efficacité énergétique supérieure à 10 %. Sont exclus de fait de cet appel d’offres ceux dont la demande de chaleur est fluctuante, qui sont peu performantes, ou dont le revenu estimé n’est pas suffisant malgré le complément de rémunération. Pour la profession, cet appel d’offres souffre d’un manque d’ambitions en matière de volume car nous estimons le gisement technique actuel répondant aux critères représente entre 1 200 et 1 300 GW de capacités électriques. En l’état, la moitié des cogénérations vont donc rester sur la touche et dans la même situation que les cogénérations de plus de 12 MW raccordées à des réseaux de chaleur, qui ont perdu tout soutien de l’État depuis le 1er janvier 2016. Une incertitude pèse également sur les conditions d’accès, d’apport ou d’acquisition des garanties d’origine. À l’heure actuelle il semble peu probable que le fournisseur de garantie d’origine vende à des conditions dégradées à un industriel [la garantie d’origine est dépréciée au trois quarts lorsqu’elle est vendue à un industriel, NDLR] alors que dans le même temps, il peut capter 100 % de cette valeur pour une utilisation via du GNV par exemple. En fonction de l’usage, la garantie d’origine n’a donc pas la même valeur pour le vendeur. Pour nous cette contrainte confère un risque élevé pour le producteur. Dernier point : il y a un manque de visibilité pour les investisseurs. L’appel d’offres n’étant toujours pas publié, il ne se passera rien en 2017 et les actifs de cogénérations restent en stand-by, ce qui représente un coût pour les industriels. Nous estimons qu’il pourrait y avoir 700 MW en risque en 2018. Propos recueillis par Laura Icart

Gaz d’aujourd’hui • n 2-2017 • 19

DOSSIER

MICRO-COGÉNÉRATION

Pile-poil prête Dimensionnés pour fournir chauffage et eau chaude à une habitation et produire simultanément de l’électricité, les systèmes de micro-cogénération ont le vent en poupe en France. Parmi eux, la pile à combustible, adaptée à l’habitat individuel, semble promise à un bel avenir et prête à intégrer le marché français. Focus.

’est en 2014, à Forbach en Moselle, qu’a débutée la première expérimentation de trois piles à combustible au gaz naturel. Ce projet, baptisé « Épilog », financé par l’Ademe et coordonné par GRDF, avait pour vocation de tester la fiabilité du système et de mesurer ses performances. À cette occasion, une pile à combustible de marque Viessmann a été testée dans trois bâtiments aux caractéristiques variées : une maison individuelle, un collectif de logements et une crèche. « Si nous avons visé une variété de bâtiments pour cette expérimentation, cela ne sera probablement pas à l’image du marché potentiel de la pile. Nous constatons que cette technologie est particulièrement adaptée au segment de la maison », a confié à Gaz d’aujourd’hui Régis Contreau, chef de produit chez GRDF. Et des premiers résultats Après deux années d’expérimentation, les résultats rendus publics en septembre 2016 ont montré, selon Régis Contreau, « les bonnes performances » de la pile à combustible gaz qui garantissent « des rendements sur la consommation en énergie primaire d’au moins 140 %, voire plus, comparés à un système traditionnel ». Pour le professionnel de GRDF, la bonne intégration du produit dans le bâtiment, caractérisée par sa facilité d’installation, « similaire à celle d’une chaudière classique » et ses très bonnes performances observées, « quasi identiques entre les tests en laboratoire et le terrain » sont les premiers signes d’une expérience réussie. « La fiabilité » est également un atout majeur du système puisque depuis l’installation des premières piles en avril 2014, aucun cœur de pile n’a été changé. « C’est ce qui nous fait dire que ce produit est mature technologiquement et prêt à intégrer le marché français » conclut Régis Contreau, qui cite le Japon comme une référence du développement du marché de la pile à combustible gaz, puisque plus de 200 000 piles y sont installées. Vers une commercialisation imminente Cinquante-trois piles à combustible au gaz naturel ont été installées sur le territoire français et sont actuellement testées, par neuf fabricants différents prêts à les commercialiser. Porté par la réussite du projet « Épilog », c’est la société Viessmann

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qui semble avoir une longueur d’avance puisque le fabricant annonce la commercialisation de la pile et son ajout au catalogue de la marque dans les semaines à venir. Pour GRDF, le travail se poursuit également puisque le principal distributeur de gaz naturel en France est entré dans une phase préparatoire intensive afin de structurer cette nouvelle filière en l’intégrant dans la réglementation thermique notamment et en préparant de la manière la plus optimisée possible l’arrivée de la pile sur le marché. Observateur avisé du marché, Régis Contreau estime qu’« une cinquantaine de piles installées d’ici la fin de l’année serait un objectif atteignable pour les fabricants ». Quels avantages pour les usagers ? Du côté de GRDF, on verrait comme un signal positif une évolution de la réglementation, par exemple, sous la forme d’un crédit d’impôt — aujourd’hui, la seule incitation qui existe concerne l’application du tarif d’achat de l’électricité qui permet à un usager d’une pile à combustible de pouvoir se faire racheter son électricité, à 14 cents du kWh. En moyenne, la pile à combustible gaz produit 3 500 kWh sur une année. La moitié est autoconsommée dans le logement et l’excédent peut être réinjecté dans le réseau et valorisé par ce tarif. Si à l’heure actuelle le prix officiel de la pile n’est pas encore connu, il pourrait avoisiner les 15 000 euros. Un prix élevé mais « temporaire » selon Régis Contreau qui précise que le Japon a commencé il y a quelques années la commercialisation de la pile à 35 000 euros, contre 12 000 euros aujourd’hui. « Aujourd’hui, notre objectif est de faire connaître les atouts de cette technologie gaz naturel au plus grand nombre, d’accompagner les acteurs pour qu’ils mettent en avant ses avantages en termes de confort et de production d’électricité », ajoute-t-il tout en précisant qu’une fois des volumes suffisants installés en Europe, « d’ici quatre à cinq ans », les prix baisseront et de fait la pile deviendra un produit intéressant aux côtés de la chaudière. C’est en tout cas la conviction de GRDF qui a identifié les nombreux avantages de ce nouveau système pour les maisons individuelles. L.I.

DOSSIER

COGÉNÉRATION INDUSTRIELLE

Soutien à la cogénération : où va-t-on ? L’évolution des mécanismes de soutien dédiés à la cogénération ont été au cœur des débats de la journée « cogénération » organisée par l’ATEE le 30 mars. Des mécanismes de soutien en suspens aujourd’hui malgré leur participation à la sécurité d’approvisionnement. Analyse.

i les sites de cogénération de moins de 1 MW continuent de bénéficier d’un mécanisme de soutien autour du complément de rémunération, pour les autres sites la situation est plus incertaine. Pascal Roger, président de la Fédération des services énergie environnement (Fedene), et Raphaëlle Imbault, présidente de la commission « efficacité énergétique » de l’Union des industries utilisatrices d’énergie (Uniden) ont livré leurs recommandations respectivement pour les sites entre 1 et 12 MW et pour les sites industriels au-delà de 12 MW. © ATEE

Cogénération et réseaux de chaleur des synergies évidentes Pour la Fedene, en étant la solution de production énergétique la plus efficiente, la cogénération est un outil utile à la transition énergétique. La cogénération doit continuer à fonctionner et à exister au sein du mix énergétique français. Les sites entre 1 et 12 MW qui trouvent leur débouché chaleur auprès des réseaux de chaleur sont les sites les plus nombreux en France. Il y a 184 réseaux de chaleur qui sont équipés de cogénération (soit 29 % des réseaux de chaleur en France) et 191 cogénérations raccordées aux réseaux de chaleur. L’ensemble de ces sites représente 1,3 GWe installés (sur 4,7 GWe pour toute la France). En termes de production, ils ont permis de produire 4,8 TWh de chaleur et 3,4 TWh d’électricité en 2016. Ces sites, qui sont principalement situés chez des serristes, des industriels ou dans des chaufferies, offrent donc un appui indispensable au système énergétique en matière de sécurité d’approvisionnement. Ils sont aussi un atout formidable pour atteindre les objectifs de chaleur inscrits dans la loi sur la transition énergétique et la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) qui en a découlé. L’objectif en 2030 en matière de réseaux de chaleur est de multiplier par cinq l’étendue du réseau. Cependant, aucun objectif chiffré n’est inscrit dans la PPE pour les cogénérations alors même que la Fedene estime le potentiel technique atteignable en 2030. Les appels d’offres pour les sites entre 1 et 12 MW se font attendre et le mécanisme transitoire de certificats ouvrant droit à obligation d’achat (Codoa) est sur la sellette. Ce contexte réglementaire incertain rend la situation complexe pour les cogénérations et permet difficilement de monter de nouveaux projets.

Cogénération avec moteur Jenbacher de 1,5 MW en serre. Pour sortir de cette ornière selon la Fedene il faut permettre aux réseaux de chaleur d’intégrer plus de biomasse et développer les plus petits réseaux qui permettront d’intégrer du biogaz. Les enjeux financiers en lien avec le développement de la chaleur sont importants, cela dit la chaleur peut constituer un levier important en matière d’efficacité énergétique et de relance économique. La cogénération industrielle dans l’expectative La cogénération industrielle regroupe des sites d’une puissance supérieure à 12 MWe — des installations critiques pour la compétitivité des industries. Actuellement, le contexte de marché est peu favorable à la cogénération dans la mesure où le « clean spark spread » (différence entre le prix de vente de l’électricité et son coût d’achat) est négatif. Et selon les fondamentaux, la situation risque de durer : les prix de l’électricité sur les marchés de gros sont bas (malgré une remontée soudaine cet hiver du fait de l’indisponibilité des centrales nucléaires), les prix du gaz sont aussi en baisse et le prix du C02 sur le marché de l’ETS (système communautaire d’échange de quotas d’émissions) est toujours autour de 5 euros la tonne, ce qui est très peu incitatif. Cet hiver a été marqué par le démarrage du marché de capacité au 1er janvier 2017. La dernière enchère organisée a révélé un prix de rémunération du MW de 10 000 euros. Il est encore trop tôt pour tirer toutes les conclusions de l’impact de ce mécanisme sur la cogénération. Cependant, on peut prédire que sans aide complémentaire les installations de cogénération dans les sites industriels vont être démantelées. Madeleine Lafon

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DOSSIER

PERSPECTIVES

Production d’électricité : un levier pour la demande gazière ? La part du gaz dans le mix énergétique primaire n’a cessé d’augmenter ces dernières années. Les systèmes de production d’électricité centralisés et décentralisés au gaz sont de plus en plus privilégiés. Principalement utilisées pour pallier au manque de production dans certaines zones du monde ou pour accompagner la croissance des énergies renouvelables, ces technologies se sont implantées massivement dans les pays émergents pour couvrir les besoins les plus élémentaires mais sont aussi de plus en plus utilisées dans les pays industrialisés, où la lutte contre le réchauffement climatique s’est intensifiée ces dernières années. Cas concrets.

ans son dernier International Energy Outlook, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) expose ses prévisions d’évolution de la consommation énergétique dans le monde d’ici à 2040. Part du gaz et des EnR dans Selon l’AIE, le gaz naturel devrait le mix électrique mondial devenir la deuxième source d’éneren 2040 gie au monde devant le charbon à partir de 2030 et sa consommation devrait croître de près de 50 %. La production d’électricité apparaît comme le principal consommateur de gaz. À l’horizon 2040, le gaz et les énergies renouvelables pourraient contribuer à la production électrique mondiale dans les mêmes proportions entre 28 et 29 % du mix électrique. Énergie fossile la moins polluante, complémentaire des énergies renouvelables, la conversion de centrales au gaz naturel est de plus en plus fréquente dans le monde. Portée par une prise de conscience planétaire, la Chine semble avoir enfin compris les enjeux environnementaux liés à sa production énergétique.

29 %

Un atout pour la transition énergétique À Pékin, le charbon a été officiellement banni du mix électrique. Une décision plus que justifiée, tant la capitale chinoise a été frappée ces dernières années par des épisodes de pollution plus impressionnants les uns que les autres. L’Organisation mondiale de la santé (OMS) a d’ailleurs régulièrement tiré la sonnette d’alarme. Elle semble avoir été entendue par la Chine puisque la capitale chinoise a fermé définitivement sa quatrième et dernière centrale à charbon, celle de Huangneng, qui a cessé sa production d’électricité le 19 mars dernier. Ce sont donc près de 20 millions de Pékinois qui devraient bénéficier désormais d’un air plus respirable. L’électricité de l’une des plus grandes mégalopoles au monde est désormais produite uniquement

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avec du gaz naturel. Si la Chine reste toujours l’un des plus grands consommateurs de charbon au monde, la promesse du Premier ministre chinois Li Keqiang « de rendre le ciel bleu aux Chinois », semble avoir été entendue à Pékin, première ville de Chine éclairée exclusivement au gaz naturel, donc. Ressource disponible abondamment, le gaz participe massivement au mix électrique dans certains pays gaziers d’Afrique de l’Ouest mais aussi à l’est, au Mozambique et en Tanzanie. Un vecteur de développement énergétique Plus de la moitié des capacités électriques en Afrique de l’Ouest proviennent de centrales à gaz, essentiellement situées au Nigéria. La production électrique à partir des centrales à gaz devrait continuer à croître dans le futur et accompagner le développement des énergies renouvelables dont la contribution au mix électrique régional devrait elle aussi augmenter. Dans la région de Maputo, au Mozambique, ce sont deux centrales à gaz qui ont été mises en service depuis trois ans et deux autres devraient bientôt voir le jour. Le nord du pays présente aussi un énorme potentiel, avec des ressources abondantes qui pourraient déboucher sur l’ouverture de centrales. En Afrique, l’usage du gaz représentait en 2012 plus de 32 % de l’électricité produite, un chiffre qui devrait s’accentuer sur un continent où la ressource gazière est abondante. Dans un monde plus attentif aux dommages causés à l’environnement, la production d’électricité à partir de gaz naturel apparaît de plus en plus souvent comme l’une des alternatives les plus crédibles pour assurer la sécurité énergétique tout en accompagnant le développement des renouvelables. Laura Icart

DOSSIER

ÉNERGIE GPL

Quand l’électricité se «propane» à travers le monde… Complémentaire du gaz naturel, l’énergie gaz de pétrole liquéfié, ou GPL (butane et propane), se présente aujourd’hui comme une alternative crédible pour accompagner le développement des énergies renouvelables dans les zones non interconnectées. Flexibles et dotées d’une facilité d’approvisionnement, les installations GPL se positionnent progressivement dans la production d’électricité en Amérique latine, aux États-Unis ou encore en Afrique et dans les Caraïbes. Peu présente dans la production d’électricité en France, l’énergie GPL devrait progresser sur ce segment dans les années à venir.

a transition énergétique occupe aujourd’hui une place centrale dans le débat public. Depuis plusieurs années, les restrictions en termes d’émissions de CO2 et de pollution de l’air sont de plus en plus importantes. Ces nouvelles contraintes environnementales rendent de fait de plus en plus attrayantes des technologies déjà existantes mais jusque-là peu exploitées. La production d’électricité à partir des gaz butane et propane constitue une alternative intéressante de par ses qualités intrinsèques (- 27 % d’émissions de CO2, - 70 % d’émissions d’oxydes d’azote par rapport au fuel lourd et l’absence d’émission de particules) mais aussi par sa disponibilité sur l’ensemble des zones géographiques, qui lui confère des perspectives de développement à court terme intéressantes dans la production d’électricité centralisée et décentralisée, particulièrement dans les zones insulaires. Entre abondance et savoir-faire L’abondance des GPL et leur facilité de mise en œuvre pourraient ainsi favoriser la conversion des centrales de production électriques fonctionnant au diesel et au fuel lourd. Deux technologies existent : la première consiste à produire de l’électricité avec 100 % de gaz propane et la deuxième avec de l’air propané qui est assimilable à du gaz naturel synthétique et présente de ce fait les mêmes caractéristiques de combustion. Il est alors entièrement substituable au gaz naturel et permet de fonctionner en utilisant les mêmes brûleurs et sans modification technique de la centrale, qu’elle soit à cycle simple, combiné ou via des applications de type cogénération. Ces dernières existent depuis de nombreuses années mais elles ont souvent fait les frais de l’attractivité économique du fuel. Couramment utilisé comme combustible de transition pour alimenter les centrales électriques au gaz naturel en attente du développement des infrastructures gazières, le propane commence progressivement à être privilégié par rapport au fuel lourd pour l’alimentation en base de centrales électriques. Un développement en pleine croissance dans le monde Conscients de cette nouvelle donne, entreprises et gouvernements à travers le monde s’intéressent à l’énergie GPL. De

nombreuses sociétés se positionnent sur ce marché et parmi elles l’américaine Trans Tech Energy, spécialisée dans la fabrication de centrales électriques au gaz, qui estime même que « les perspectives de développement portées par les marchés émergents d’Amérique latine et des Caraïbes, où l’électricité est généralement produite à partir de diesel et de fuel lourd, va croître dans les années à venir pour des raisons aussi bien économiques qu’environnementales ». Un vaste projet de conversion sur les îles Vierges britanniques Sur les îles Vierges britanniques, la firme néerlandaise Vitol a répondu à l’appel de l’U.S. Virgin Islands Water and Power Authority (Wapa) qui mène actuellement un vaste programme de modernisation de l’infrastructure énergétique, le plus important des Caraïbes, afin de convertir son parc de production électrique du fuel au propane. Vitol est ainsi en train de convertir en dual-fuel les sept turbines de la centrale de 189 MW de Saint-Thomas ainsi que la centrale de 122 MW de Sainte-Croix fonctionnant initialement exclusivement au fuel lourd. Ce projet devrait permettre une économie annuelle d’environ 30 % sur la facture d’électricité, tout en réduisant de 12 % les émissions de gaz à effet de serre. La centrale est en service depuis le premier trimestre 2016 et la Wapa en mesure déjà l’impact environnemental. Et en France ? Si dans le monde le développement de la production d’électricité centralisée au GPL présente des perspectives intéressantes, en France, l’idée émerge progressivement. Dans son scénario prospectif, l’AFG table sur une hausse de la consommation de l’énergie GPL en France d’ici 2030, qu’elle impute en partie à la pénétration du propane dans la production d’électricité dans les zones insulaires non interconnectées. L’AFG estime que la conversion progressive au propane des centrales fonctionnant actuellement au fuel devrait conduire le GPL à peser à l’horizon 2030 pour près de 15 % dans la production électrique en zone insulaire. Des projets sont actuellement en cours d’expérimentation. Affaire à suivre. L.I.

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DOSSIER

SOLUTIONS MULTI-ÉNERGIES

Vers une meilleure synergie Les gestionnaires de réseaux de transport GRTgaz et RTE ont signé le 3 avril plusieurs accords avec la volonté d’accélérer le développement de solutions multi-énergies pour les territoires.

tre complémentaire pour répondre aux défis liés à la mise en œuvre de la transition énergétique, tel est le mot d’ordre véhiculé par GRTgaz et RTE qui, en s’appuyant sur la révolution du numérique, espèrent ouvrir de nouvelles perspectives dans nos territoires, en matière d’énergie, de transport et de climat.

cité des acteurs du système énergétique, pour être encore plus pertinents dans leur activité auprès des territoires ». Si actuellement seul RTE et GRTgaz alimentent cette nouvelle plateforme, elle est amenée à s’enrichir au fil du temps et à accueillir d’autres opérateurs d’infrastructures électriques et gazières. Le power to gas : une technologie fédératrice RTE a rejoint le projet Jupiter 1000 piloté par GRTgaz et situé à Fos-sur-Mer. Le démonstrateur Jupiter 1000 prévoit de transformer l’électricité renouvelable en hydrogène et méthane et de stocker l’énergie produite dans le réseau gazier. Projet phare du power to gas en France, il permettra d’expérimenter la viabilité de cette technologie. Sa mise en service est prévue pour 2018. Deux protocoles de coopération pour 2017 GRTgaz et RTE ont également signé deux protocoles de coopération afin de mutualiser leurs compétences « en matière d’ingénierie, d’expertise technique ou encore d’analyse prospective ». Le premier pour valoriser les couplages gaz-électricité au travers de plusieurs thématiques et notamment le power to gas. Le second vise à développer à l’international et de manière conjointe des opportunités de synergie gaz-électricité. Une volonté de synergie qui s’illustre dans plusieurs domaines donc : de l’exploitation des données de production et de consommation au développement du projet de power to gas Jupiter 1000 et qui permettra demain de construire selon GRTgaz et RTE « un système énergétique global, plus intelligent et tourné vers l’intégration des énergies renouvelables ».

Signature de la convention entre Francois Brothe directeur général de RTE et Thierry Trouvé directeur général de GRTgaz. Création de réseaux-énergies GRTgaz et RTE ont lancé la première plateforme open data multi-énergies en France. Une plateforme qui permet à chacun « de disposer d’un ensemble de données de production et de consommation d’énergie au niveau national mais aussi local ». Les gestionnaires de réseaux souhaitent que l’accessibilité à ces données multi-énergies et multi-opérateurs, complémentaires des outils déjà existants (sites et applications) « facilite l’élaboration de politiques énergétiques menées par les collectivités et favorise l’innovation » mais aussi qu’elle « contribue également à l’effica-

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Laura Icart

DOSSIER

LE DESSIN DU DOSSIER

Gaz naturel et EnR = un partenariat gagnant

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BRÈVES INFRASTRUCTURES

INFRASTRUCTURES

UNE NOUVELLE ÉTAPE Le projet Nord Stream 2, développé par Gazprom, a franchi une nouvelle étape importante dans sa réalisation. Nord Stream 2 AG a signé, le 24 avril, un accord portant sur le financement du projet gazoduc Nord Stream 2 © ENGIE - HAVAS - GOUHIER NICOLAS avec Engie, OMV, Shell, Uniper et Wintershall. Selon les termes de l’accord, les cinq partenaires européens s’engagent à financer sur le long terme 50 % du coût total du projet, estimé à ce jour à 9,5 milliards d’euros. Chaque entreprise partenaire européenne s’engagera à hauteur de 950 millions d’euros. Gazprom reste l’unique actionnaire de la société de projet Nord Stream 2 AG. L’implication financière des partenaires européens confirme l’importance stratégique du projet Nord Stream 2 qui contribuera à la compétitivité et à la sécurité d’approvisionnement à moyen et long terme, dans un contexte de baisse de la production européenne. Le communiqué commun publié par les six entreprises déclare que « l’engagement financier » assumé par les groupes ouest-européens « souligne l’importance stratégique du projet pour le marché gazier européen, contribuant à la concurrence ainsi qu’à la sécurité énergétique de moyen et long terme ». Le lancement des travaux, conditionné au feu vert de la Commission européenne, est prévu pour 2018, pour une mise en service d’ici à fin 2019.

OPTIMISER

ALERTE !

Inovyn et Storengy ont signé, le 20 avril, un nouveau partenariat de long terme en France. Un partenariat stratégique qui a visé à établir des contrats long terme pour l’approvisionnement en saumure de l’usine chimique d’Inovyn à Tavaux (Jura). Ils permettent l’optimisation de l’utilisation des installations de lessivage de Storengy sur son site de stockage de gaz naturel situé à Etrez (Ain).

Cécile Prévieu, directrice générale de Storengy, a tiré la sonnette d’alarme le 12 avril. Selon l’entreprise, si rien n’est fait, la France pourrait ne pas disposer de suffisamment de gaz cet hiver. En effet, si le niveau minimum requis pour l’hiver 2017-2018 a été fixé en janvier 2017 par le ministère de l’environnement, de l’énergie et de la mer à 83 térawattheures (TWh), force est de constater que les stocks sont très loin d’être remplis. Pour Storengy, il n’a été souscrit que 42,7 TWh sur une capacité globale opérationnelle de 103,8 TWh, soit environ la moitié. « En cas de souscriptions complémentaires trop tardives, les stockages ne pourront plus être physiquement remplis en début d’hiver » prévient Cécile Prévieu qui constate « une dégradation du remplissage des stockages » depuis plusieurs années maintenant. Storengy formule plusieurs recommandations à l’intention des pouvoirs publics. L’entreprise de stockage demande au prochain gouvernement de « promouvoir une régulation orientée marché dès fin 2017 pour une mise en œuvre début 2018 » et demande « une régulation de l’activité stockage en France » permettant de sécuriser le remplissage des stockages à long terme.

UN GAZODUC SOUS-MARIN L’Italie, Israël, la Grèce et Chypre ont annoncé, le 3 avril, leur volonté d’aller de l’avant sur le gazoduc sous-marin le plus long du monde, de la Méditerranée orientale au sud de l’Europe, avec le soutien de l’Union européenne. Ce gazoduc, estimé à 6,2 milliards d’euros, acheminera le gaz récemment découvert au large des côtes chypriotes et israéliennes en Europe, augmentant la diversification des approvisionnements de l’Europe. Les études de faisabilité ont été achevées, ont annoncé les pays partenaires, ajoutant qu’ils espéraient élaborer un plan complet de développement d’ici la fin de l’année. Une construction qui ne devrait pas commencer avant 2025.

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PROJET

Un tuyau nommé TAP Depuis de nombreuses années, le projet de corridor gazier sud-européen focalise l’attention des acteurs qui envisagent de faire transiter du gaz par la région de la mer Noire et l’Europe du Sud-Est, puis de l’acheminer vers les marchés d’Europe de l’Ouest. Pour les pays d’Europe du Sud-Est, l’enjeu est important, car la plupart de ces États font face à une situation compliquée en matière d’approvisionnement énergétique. TAP est un maillon de ce vaste projet de plusieurs gazoducs soutenu par les institutions européennes, qui devrait permettre à terme de transporter vers le marché européen le gaz naturel de la mer Caspienne (Azerbaïdjan). Il partira de la frontière gréco-turque et traversera la Grèce, l’Albanie et la mer Adriatique pour arriver en Italie. État des lieux.

ong d’environ 871 km (547 km en Grèce, 215 km en Albanie, 105 km sous la mer Adriatique, 8 km en Italie) et ayant un diamètre de 48 pouces, le projet de « Trans Adriatic Pipeline », surnommé plus communément « TAP », prévoit l’acheminement du gaz extrait du gisement de Shah Deniz II vers le sud de l’Italie puis vers l’Europe de l’Ouest, via la Grèce et l’Albanie en passant à travers la mer Adriatique. Il se joindra au gazoduc transanatolien (dit « Tanap ») à Kipoi, village grec situé à la frontière turque. Rappelons que les principaux actionnaires du projet TAP sont BP (20 %), la Socar (20 %), Snam (20 %), la belge Fluxys (19 %), l’espagnole Enagás (16 %) et la suisse Axpo (5 %). Il y a à peine un an, la construction du gazoduc a été officiellement lancée à Thessalonique, en Grèce. Ce démarrage du chantier intervenait quelques mois après la décision de la Commission européenne autorisant le nouvel accord entre les autorités grecques et l’entreprise Trans Adriatic Pipeline AG (TAP), soulignant que projet améliorera sensiblement la sécurité et la diversité de l’approvisionnement énergétique de l’UE sans fausser la concurrence dans le marché intérieur. Un chantier en plein boom Le 14 mars dernier, l’entreprise TAP AG annonçait qu’un tiers des 53 000 tubes nécessaires à la construction du gazoduc étaient alignés en bord de piste en Grèce et en Albanie. L’entreprise précisait même que 75 % des tubes qui seront utilisés dans la construction du tronçon en Albanie (plus de 215 km) avaient été livrés aux chantiers. « La construction devrait s’achever fin 2018 » affirmait l’entreprise. « Les travaux sur le tronçon de Grèce du gazoduc vont bon train. En 2019, le pipeline sera testé et en 2020 il sera complètement prêt », a déclaré Rikard Scoufias, manager de TAP pour la Grèce. Et de nouvelles annonces La Banque européenne pour la reconstruction et le développement (Berd) a annoncé le 18 février son intention d’allouer un crédit pour le financement conjoint du projet

TAP. Dans le même temps, la Commission européenne a octroyé 14 millions d’euros pour le projet du gazoduc, une somme qui sera dépensée pour mener des fouilles archéologiques le long du chantier. L.I.

CARTE D’IDENTITÉ TRANSADRIATIQUE (TAP) Objectif : relier la Turquie à l’Italie via l’Adriatique sur 880 km, en prolongement du Tanap. Avantage : éviter de passer par la Russie pour le transfert gazier. Coût :

estimé à 1,6 milliard d’euros.

Capacité : 10 milliards de mètres cubes de gaz naturel par an, avec possibilité de la porter à 20 milliards de mètres cubes. Mise en service : 2020.

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INTERVIEW Marc Girard, président de Dunkerque LNG

Un nouveau point d’entrée La mise en service commerciale du terminal de Dunkerque LNG a démarré début janvier. Marc Girard, président de Dunkerque LNG revient pour Gaz d’aujourd’hui sur les enjeux et les spécificités de cette nouvelle infrastructure gazière qui influence déjà le paysage énergétique des Hauts-de-France.

La mise en service de Dunkerque LNG ouvre une nouvelle porte d’entrée pour le gaz naturel liquéfié (GNL) en France. Expliquez-nous pourquoi. Historiquement, nous avions en France deux ports importateurs de GNL : l’un à Marseille, sur la Méditerranée, avec les livraisons historiques de GNL algérien sur Fos-Tonkin sur plusieurs décennies et l’autre à Montoir, sur la façade Atlantique. Aujourd’hui, Dunkerque vient s’ajouter au Nord de la France, sur la façade mer du Nord. C’est une nouveauté pour le port de Dunkerque qui n’avait jamais été concerné par le GNL par le passé. C’est en réalité le quatrième terminal méthanier en France puisqu’il y en a déjà deux à Fos : FosTonkin et le plus récent Fos-Cavaou. Nouveau point d’entrée en France mais aussi en Europe, le terminal de Dunkerque représente un enjeu géostratégique puisque, de fait, il augmente la sécurité d’approvisionnement en Europe. Mais le terminal est avant tout un instrument commercial qui va permettre de développer le marché du GNL et augmenter la concurrence gaz-gaz, gaz-pétrole et gaz-charbon.

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Quels sont les spécificités du terminal méthanier de Dunkerque par rapport aux autres terminaux méthaniers européens ? Les spécificités du terminal de Dunkerque sont nombreuses. En premier lieu, sa situation géographique : il a été construit dans un port jusqu’alors sans activité GNL et sur une nouvelle façade maritime. En termes de marchés aval, nous nous positionnons sur le marché du Nord de la France qui est, selon moi, le marché le plus dynamique d’un point de vue gazier car il donne un accès direct aux marchés français et belge et au-delà même à l’Allemagne et aux Pays-Bas. Nous avons également un intérêt pour le GNL russe issue de la péninsule de Yamal en Sibérie pour des opérations de transbordement, notamment, dans lequel nous avons une carte à jouer mais également pour le marché de la distribution de détail ou « small scale » qui est un marché régional en forte dynamique de croissance. Une autre spécificité du terminal, c’est sa capacité : c’est l’un des plus grands en Europe, juste derrière le terminal espagnol de Barcelone et le terminal anglais de Isle of Grain LNG, situé sur l’estuaire de la Tamise. Notre terminal couvre un territoire de près de 56 hectares, avec trois réservoirs pouvant contenir chacun 200 000 mètres cubes de gaz. La taille d’un terminal est tout sauf anodine, elle permet notamment d’offrir de la flexibilité en termes de flotte et de volume à nos clients. Une autre spécificité, liée à la précédente, c’est sa flexibilité. À l’amont, nous pouvons recevoir des bateaux de toutes origines et de multiples tailles entre 70 000 m3 et 267 000 m3. À l’aval, nous fonctionnons sur un mode d’émission très bas. Nous pouvons d’ailleurs passer d’une émission très, très basse à une émission très importante. Nous offrons un panel très large de services à nos clients, ce qui a une valeur pour eux. Le raccordement direct à la France et à la Belgique déjà évoqué et unique pour un terminal en Europe illustre également très bien cette flexibilité. Ce double raccordement offre un accès à deux services et deux tarifs à nos clients. Enfin, plusieurs spécificités techniques sont également à relever. Le tunnel de 5 kilomètres de long qui raccorde la centrale nucléaire de Gravelines à notre terminal est le fruit d’une synergie industrielle assez rare, puisqu’en prélevant 5 % des eaux de refroidissement

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de la centrale nucléaire, nous pouvons réchauffer le GNL et ainsi lui rendre sa forme gazeuse avant d’émettre sur le réseau. Une opération réalisée entièrement grâce au phénomène de gravité via des siphons. Il s’écoule environ une dizaine d’heures entre le prélèvement de l’eau dans la mer au niveau du centre nucléaire de production d’électricité (CNPE), son acheminement après qu’elle a été réchauffée de 10 °C vers le terminal, son utilisation au niveau des regazéifieurs qui font chuter sa température et son rejet. Cette innovation industrielle permet d’éviter des émissions de CO2 et ainsi d’économiser l’équivalent de la consommation annuelle de gaz de l’agglomération dunkerquoise. Notre installation est classée pour la protection de l’environnement (ICPE) et est, à ce titre, soumise au respect d’un ensemble de normes. Au moment des études de faisabilité, nous étions également le premier site Seveso post-AZF à s’implanter en région Hautsde-France et avons, à ce titre, travaillé une nouvelle méthodologie de scénarios de risques. Enfin, notre dernière spécificité est commerciale et réside dans le fait que nous sommes exemptés [à l’accès régulé des tiers, NDLR], du moins en partie. Les autorités européennes et françaises compétentes nous ont octroyé leur accord pour que nous fixions librement nos tarifs afin de rendre l’investissement viable. Aujourd’hui et pour vingt ans, Dunkerque LNG est libre de vendre ses capacités sur les marchés. Nous avons déjà vendu 8 milliards de m3 à EDF et 2 milliards à Total. 3 milliards de m3 restent à commercialiser mais ils devraient trouver preneurs suite à la récente mise en service. Je le répète souvent : nous sommes exemptés certes, mais nous restons encadrés par le régulateur qui s’assure régulièrement que la capacité invendue à ce jour soit bien mise sur le marché et qu’il n’y ait pas de rétention. Le gaz en provenance du terminal de Dunkerque LNG ira aussi vers la Belgique. Comment se passe cet approvisionnement ? Y a-t-il déjà des flux effectifs vers la Belgique ? D’un point de vue contractuel, les flux commerciaux entre la France et la Belgique ont débuté en février. L’un de nos clients émet d’ailleurs de manière régulière vers la Belgique. Ce qu’il faut comprendre c’est que les marchés français et belge présentent des différences en termes de liquidité et de fonctionnement. En France par exemple, le programme d’émission se fait à la journée. Autrement dit, il faut assurer l’équilibre entre une quantité d’énergie livrée du terminal sur le réseau du transporteur GRTgaz et l’énergie consommée, sur 24h. En Belgique, l’équilibrage se fait de façon horaire et les nominations d’émissions sont donc à un pas de temps horaire. Si nous avions, au début, étudié la possibilité de construire physiquement deux sorties, nous avons finalement opté pour un point de sortie unique déjà existant qui se trouve à la station de compression de Pitgam, soit 17 km au nord du terminal. Le gaz acheminé sera ensuite envoyé soit vers le sud, par le biais du réseau français, soit vers une nouvelle canalisation menant à Hondschoote (Nord), à la frontière belge, point à partir duquel l’opérateur Fluxys a

construit 70 km de canalisation lui permettant de rejoindre un site à proximité du terminal de Zeebrugge. De là, le gaz naturel peut être envoyé vers le réseau belge ou sur le terminal Zeebrugge où, grâce à l’inter-connecteur, il pourra poursuivre sa route vers l’Angleterre ou encore traverser la Belgique afin d’atteindre l’Allemagne. Tout l’intérêt pour nos clients est de pouvoir accéder à ce point de marché physique en Belgique qui leur offre un véritable hub gazier. D’une manière générale nos clients vont pouvoir, grâce à la flexibilité offerte par notre terminal, gérer leur stock de GNL en fonction des fluctuations du marché et ainsi choisir de privilégier le marché sud-américain, le marché asiatique voire des marchés assez opportunistes comme les marchés égyptiens ou européens. Dans tous les cas, ils seront amenés à faire des choix de ce type. Leurs choix suivront deux étapes. Dans un premier temps, ils choisiront des localisations d’importation. Puis, une fois le GNL importé, ils auront la possibilité d’attendre ou de le remettre sur les marchés français ou belge. Le terminal est désormais entré commercialement en fonction depuis le 1er janvier. Est-ce que tout le site est opérationnel ? Absolument. Le premier méthanier est arrivé le 8 juillet, le deuxième en septembre et le troisième fin novembre. Toutes les installations du site ont été testées. Nous avions l’objectif de démarrer commercialement au mois d’octobre mais un incident en phase de test nous a retardés. Concrètement nous avions réceptionné les installations début décembre, mais nous avons volontairement choisi le 1er janvier pour lancer notre démarrage commercial. Nous avons reçu notre première cargaison commerciale le 22 janvier. Aujourd’hui nous avons du GNL en stock et nous répondons aux demandes d’émissions sur le réseau de nos clients. Nous sommes satisfaits du démarrage commercial d’autant plus que peu d’ajustements ont été nécessaires par rapport à nos prévisions initiales. Comment le terminal méthanique s’intègre-t-il dans le paysage économique de la région, notamment avec le port ? Le port est notre partenaire clé depuis la phase de projet. Cette relation forte va se poursuivre pour les cinquante années à venir, voire s’amplifier avec les nouveaux projets de développement. Le GNL est un marché récent, innovant et changeant, contrairement aux actifs énergétiques qui évoluent peu, sauf en termes d’efficacité ou pour une raison liée à un changement de normes. Cette particularité fait du terminal méthanier un actif évolutif. Nous avons d’ailleurs d’ores et déjà pu constater des évolutions entre le projet de départ et le terminal aujourd’hui. À titre d’exemple, le raccordement France-Belgique n’était initialement pas prévu. Nos équipes ont donc travaillé pour rendre cela possible afin de répondre à un besoin de flexibilité des clients. Autre particularité, nos clients peuvent conserver leur stock de GNL très longtemps sur le terminal. En théorie, le maintenir en froid pourrait nécessiter seulement un ou deux bateaux par an, ce qui est

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Vue aérienne du terminal de Dunkerque. vraiment peu. Le port est bien évidemment intéressé par le fait d’avoir une installation industrielle générant un trafic important mais pas seulement. L’idée d’un service additionnel d’alimentation de GNL carburant pour les bateaux est un sujet qui intéresse le port. Sur le territoire, nous avons d’autres partenaires importants : les entreprises sous-traitantes de maintenance locales en font partie. Au niveau de la région Hauts de France, nous prenons des contacts avec les acteurs économiques (dans le transport routier, dans le transport fluvial, maritime), avec les autorités publiques (la région elle-même) pour favoriser le développement du GNL carburant, pour lequel la région présente de forts atouts. Pour nous, le GNL est un véritable sujet de coopération et de développement économique. C’est aussi un sujet local puisque le transport se regarde à l’échelle d’un territoire. La construction, sur le site du terminal méthanier, d’une station d’avitaillement pour les camions et les navires a d’ailleurs plusieurs fois été évoquée. Est-elle toujours d’actualité ? Quels sont les éléments déclencheurs ou au contraire les freins ? Oui. Je viens d’ailleurs d’avoir l’aval de mon conseil d’administration pour finaliser ce projet qui devrait débuter d’ici l’été. Au préalable il faudra s’assurer d’avoir un acteur commercial de premier plan. Nous menons actuellement une étude commune pour un partenariat avec Total et Brittany Ferry en vue de mettre en place une chaîne logistique innovante pour alimenter en GNL depuis Ouistreham le futur ferry de la compagnie grâce à des iso-containers chargés à Dunkerque. Sous conditions de finalisation des accords entre les différents partenaires, la construction devrait débuter à partir du deuxième semestre 2017. Les premières opérations commerciales sont attendues pour le mois de mars 2018. Le port s’engage également à nos côtés au travers de la mobilisation d’une partie de la subvention reçue du ministère de l’Environnement, de l’énergie et de la mer. o

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Vous avez fait le choix d’être membre fondateur de la nouvelle plateforme nationale sur le GNL carburant maritime et fluvial. Quels sont les objectifs que vous souhaitez atteindre grâce à elle ? C’est avant tout une instance de lobbying, portée par l’Association française du gaz, et créée pour défendre l’industrie du GNL. Nous avons la volonté d’être acteur dans le débat en France et en Europe sur la transition énergétique. Une fois n’est pas coutume, la France n’est pas en avance sur les questions de GNL en matière de transport (routier, fluvial et maritime) par rapport à nos voisins européens qui eux ont déjà intégré depuis plusieurs années le GNL carburant dans leur schéma de transport. Le ministère de l’Environnement, de l’énergie et de la mer a d’ailleurs tout à fait conscience de notre retard dans ce domaine. Avec cette plateforme, notre volonté est de promouvoir le GNL et de faire comprendre, aux pouvoirs publics notamment, qu’il a pleinement sa place dans la transition énergétique. Notre deuxième objectif est plus pragmatique dirais-je : nous allons accompagner les porteurs de projets et les aider à préparer leurs projets, qui s’avèrent souvent compliqués à monter et bien sûr nous voudrions « capter » des subventions européennes, comme c’est déjà le cas dans de nombreux pays qui bénéficient d’avantages financiers conséquents alors que le niveau atteint par la France est faible. Ces objectifs nous permettrons de préparer au mieux les acteurs français au développement de ce nouveau marché. Propos recueillis par Laura Icart 1 Fos-Tonkin pour les petites installations en provenance d’Algérie et Fos-Cavaou (Engie et Total) à vocation plus large. 2 L’interview a été réalisée en mars 2017.

AVIS DE PUBLICITE DELEGATION DE LA DISTRIBUTION PUBLIQUE DE GAZ EN RESEAU - Cadre de la consultation Délégation de service public : articles L 1411-1 et suivants de CGCT. Délibération du Comité du SIEGE du 13 mai 2017. II - Collectivité délégante Syndicat Intercommunal de l’Electricité et du Gaz de l’Eure SIEGE ZAC du Long Buisson - 12, rue Concorde 27930 GUICHAINVILLE – France Personne responsable de la délégation : Monsieur Ladislas PONIATOWSKI, Président. II- Objet et lieu d’exécution Gestion déléguée par voie de concession par le SIEGE, du service public de distribution de gaz combustible, naturel et/ou propane, par un réseau dans des communes non alimentées sur le département de l’Eure. Chaque lot concernera une ou plusieurs communes. Possibilité d’être attributaire de l’ensemble ou partie des lots. IV - Caractéristiques essentielles de la convention envisagée - Etablissement et financement du réseau de gaz ; - Raccordement des clients sur le tracé du réseau ; - Fourniture de gaz aux clients ; - Gestion des relations avec les clients ; - Exploitation et conduite du réseau afin de garantir la qualité et la continuité de fourniture ; - Entretien préventif et maintenance curative de l’ensemble des biens, mobiliers et immobiliers, nécessaires à l’exploitation et à la sécurité des biens et des personnes ; - Renouvellement des réseaux et des ouvrages ; - Perception auprès des usagers du prix des prestations et des taxes afférentes ; - Conception et mise en œuvre des actions d’information de la clientèle, de promotion du service et d’accueil des usagers Pour le propane, distribution par réseaux et branchements compatibles gaz naturel. Les offres seront examinées sur la base d’un contrat de 30 ans. La durée définitive sera fixée à l’issue des négociations et n’excèdera pas 30 ans. Les caractéristiques qualitatives et quantitatives des prestations ainsi que le nom des communes concernées sont définies dans le document programme qui sera communiqué aux candidats retenus. V - Contenu du dossier de présentation des candidatures Le candidat remettra un dossier permettant à la collectivité d’apprécier ses garanties professionnelles et financières et son aptitude à assurer l’égalité des usagers et la continuité du service public. Ce dossier comprendra les pièces suivantes : - Lettre de candidature datée et signée par la personne habilitée à engager l’entreprise ; - Documents relatifs aux pouvoirs de la personne habilitée à engager l’entreprise ; - Agrément ministériel de distributeur de gaz combustible en réseau public de distribution ou état d’avancement de la demande. - Description détaillée de l’entreprise : forme juridique (extrait K-bis en original), moyens en personnel, structure capitalistique, bilans et comptes de résultats des trois derniers exercices clos ;

- Attestation sur l’honneur, dûment datée et signée par la personne habilitée à engager l’entreprise, que la société ne fait pas l’objet d’une interdiction de concourir ; - Attestation sur l’honneur, dûment datée et signée par la personne habilitée à engager l’entreprise, de non condamnation concernant les infractions visées au code du travail d’une part, et d’engagement de réaliser le travail avec des salariés employés régulièrement au regard du code du travail d’autre part ; - Attestation sur l’honneur, dûment datée et signée par la personne habilitée à engager l’entreprise, du respect des déclarations obligations en matière d’impôts et de cotisations sociales (en sus des certificats délivrés par les administrations et organismes compétents) ; - Attestations d’assurance dont dispose l’entreprise en matière de responsabilité civile et de garantie décennale ; - Références et expériences en matière de distribution de gaz depuis 3 ans (linéaire, montant de l’investissement, nombre d’usagers et nature du gaz distribué pour chacune des communes desservies) ; - Description des moyens envisagés pour assurer la continuité et l’égalité des usagers devant le service public ; - Mémoire d’opérateur décrivant les moyens dont l’entreprise dispose ou qu’elle s’engage à mettre en œuvre pour concevoir, construire, maintenir et exploiter des réseaux de distribution de gaz dans le respect des règles de sécurité. V I- Modalités de remise des candidatures Les dossiers de candidature, rédigés en langue française, seront envoyés sous pli recommandé avec accusé de réception postal à l’adresse suivante : SIEGE ZAC du Long Buisson - 12, rue Concorde - 27930 GUICHAINVILLE – France ou déposés, contre récépissé, à la même adresse. Les dossiers seront remis sous enveloppe portant la mention « Candidature pour la consultation de délégation de service public de gaz. A n’ouvrir que par la Personne responsable de la délégation». VII - Les plis devront être parvenus au SIEGE avant le : Vendredi 19 juin 2017 12h00 VIII - Renseignements complémentaires Par écrit uniquement au SIEGE.

Syndicat Intercommunal de l’Electricité et du Gaz de l’Eure

BRÈVES ÉCONOMIE ET FOURNITURE

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UN FUTUR GÉANT GAZIER Le ministère de l’Énergie des États-Unis a annoncé, le 25 avril, qu’il avait signé une commande autorisant Golden Pass Products LLC (Golden Pass) à exporter du gaz naturel liquéfié (GNL) produit à l’intérieur du pays vers des pays qui n’ont pas d’accord de libreéchange avec les États-Unis. Golden Pass est autorisé à exporter du GNL jusqu’à l’équivalent de 2,21 milliards de pieds cubes par jour (Bcf/j) de gaz naturel. Avec l’augmentation spectaculaire de la production domestique de gaz naturel, les États-Unis sont en transition pour devenir un exportateur net de gaz naturel. Le ministère de l’Énergie a autorisé un total maximum de 19,2 Bcf/j d’exportations de GNL vers des pays qui n’ont pas d’accord de libre-échange à partir des installations prévues au Texas, en Louisiane, en Floride, en Géorgie et au Maryland. Ces projets, s’ils étaient construits, positionneraient les États-Unis comme le premier exportateur mondial de GNL. « Cette signature est un autre exemple du leadership du président Trump pour faire des États-Unis une force dominante dans le domaine énergétique. Ce n’est pas seulement bon pour notre économie et nos emplois, mais cela contribue également à aider d’autres pays à assurer leur sécurité énergétique » a déclaré le secrétaire américain à l’énergie, Rick Perry.

LE GAZ SUR LE TOIT DE L’EUROPE Eurogas a publié, les 10 avril, sa série de statistiques annuelles : la consommation de gaz naturel dans l’Union européenne a augmenté de 4 % en 2015 par rapport à 2014 et de 7 % en 2016 par rapport à 2015. En conséquence, les émissions de CO2 dans le secteur de la production d’électricité de l’UE ont diminué de 4,5 % en 2016, principalement en raison d’un passage important du charbon au gaz. « Au Royaume-Uni, les émissions de CO2 du secteur de l’électricité ont même diminué jusqu’à 18,7 % grâce au gaz », souligne la secrétaire générale d’Eurogas, Beate Raabe, « et son potentiel de réduction des émissions de CO2 dans tous les secteurs est encore important : 66 % en production d’électricité, 42 % de chauffage et 25 % de transport. Mélanger les gaz renouvelables dans le temps et les émissions peuvent aller vers zéro ». Dans le secteur des transports, le gaz gagne de nouvelles parts de marché à la fois comme gaz naturel comprimé (GNC) et gaz naturel liquide (GNL). Le GNL est de plus en plus disponible pour les camions et comme carburant marin. La demande de gaz a augmenté dans vingt-trois États membres et en Suisse entre 2015 et 2016, à 4 928,6 TWh. Elle a très légèrement diminué en Finlande. Si la production européenne diminue encore, la disponibilité du GNL, elle, augmente, en particulier en provenance des États-Unis.

BIENTÔT DU GAZ À LEVIATHAN ? Les quatre compagnies partenaires dans l’exploitation du gisement de gaz Leviathan, Noble Energy, Leviathan, Delek Kidouh’im et Avner Oil Exploration ont annoncé le 23 février la décision définitive d’investir pour le développement du site. La première étape s’étalera sur trois ans avec un investissement de près de 4 milliards de dollars. Les travaux concerneront essentiellement les forages sous-marins et l’installation des systèmes de canalisation. Ces compagnies estiment qu’elles pourront exploiter le gaz d’ici 2019.

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ÉTAT DES LIEUX

Clap de fin pour le gaz de Groningue Au cours des dernières années, l’extraction de gaz naturel à Groningue (Pays-Bas) a souvent fait la Une des journaux néerlandais. En cause, les tremblements de terre causés par l’extraction et le tarissement du champ entraînant une baisse de la production. La fin de l’exploitation du champ annoncée, la France et particulièrement les Hautsde-France doivent l’anticiper et prendre des mesures pour faire face à cette nouvelle donne. De l’épuisement du champ gazier hollandais de Groningue à l’éclosion du projet de conversion gaz H-gaz B baptisé « Tulipe » en France, Gaz d’aujourd’hui revient sur les faits et dresse un premier état des lieux.

Le plus grand champ gazier de l’Union européenne,

celui de Groningue, dans le nord des Pays Bas, se tarit inexorablement et sera épuisé dans dix-sept ans » ont annoncé les autorités néerlandaises en septembre 2016. Les réserves de gaz seraient déjà épuisées à plus de 80 %. Une véritable révolution dans un pays où les recettes gazières ont fortement contribué à en assurer la prospérité. La terre tremble Le gisement de gaz naturel de Groningue, le plus grand d’Europe occidentale, a été découvert en 1959. En 1963, les premières extractions ont débuté. Le 26 décembre 1986, le premier tremblement de terre a été mesuré. Depuis, ils n’ont jamais cessé. Les spécialistes évaluent à plus de mille le nombre de secousses recensées dans cette zone depuis plus de trente ans. Même si elles sont généralement d’une assez faible magnitude (inférieure à 1) sur l’échelle de Richter, elles causent des dégâts sur les habitations environnantes et sont fortement ressenties par les habitants de la région. Une gronde locale et une situation que beaucoup d’experts géologues ont jugé depuis de nombreuses années « extrêmement préoccupante » ont conduit en 2013 les autorités néerlandaises à reconnaître le lien entre les forages et le risque sismique et à prendre des mesures, quitte à devoir fermer le robinet de sa poule aux œufs d’or. Une production en baisse depuis 2015 Les Pays-Bas sont le deuxième producteur européen de gaz naturel. En 2011, les revenus du gaz avaient participé à hauteur de 8 % dans les revenus de l’État. En 2013, le gouvernement néerlandais avait tiré quelque 13 milliards d’euros de ses ressources gazières, affichant alors une production proche des 54 milliards de mètres cubes de gaz. Depuis, la production n’a cessé d’être réduite, diminuant presque de moitié pour atteindre le 24 milliards aujourd’hui. Les recettes du pays n’étaient plus que de 5 milliards en 2015. Une situation qui risque encore d’évoluer puisque le ministre de l’Économie vient d’annoncer, le 18 avril, une nouvelle réduction de 10 % de la production à partir du mois d’octobre 2017.

Champ gazier de Groningue. Thierry Bros, chercheur associé à l’Oxford Energy Institute, résume très clairement dans un entretien accordé à Gaz d’aujourd’hui la problématique actuelle du pays : « Les Pays-Bas ont produit, entre 2013 et 2016, 35 milliards de mètres cubes en moins de production de gaz local, c’est considérable ! Quand vous produisez des milliards en moins, c’est autant d’impact sur le budget national, mais c’est aussi du gaz que vous allez devoir remplacer par celui qui vient de plus loin, donc le payer à des étrangers. De là à imaginer un risque pour la sécurité d’approvisionnement, il n’y a qu’un pas. » Mais un marché qui semble s’adapter Pour Thierry Bros, c’est la principale leçon et sûrement la plus intéressante à tirer de Groningue et de l’expérience que vivent les Pays-Bas actuellement : l’Europe a « un marché suffisamment performant pour que le choix des Pays-Bas [de diminuer sa production de plus de 20 %, NDLR] n’est pas eu de ressenti au niveau des prix ». Une situation loin d’être gagnée : « Si vous aviez commencé l’année en disant, je vais

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enlever 35 milliards de mètres cubes de gaz sur les trois prochaines années et en vous demandant comment va réagir le marché, 99,9 % des traders vous auraient prédit une hausse des prix. Hors elle n’a pas eu lieu. » Une situation qui s’explique selon l’économiste par le grand nombre de terminaux d’importation et la capacité d’importation disponible dans les tuyaux dont dispose le marché européen. Un marché où la concurrence entre les fournisseurs fonctionne suffisamment pour venir remplacer le déficit de production du champ hollandais. Les russes ont d’ailleurs fourni 20 milliards de m3 de gaz en plus entre 2015 et 2016 en Europe. Un choix stratégique selon Thierry Bros, afin de « consolider leur part de marché sur du long terme ». Doublement stratégique dans un pays où le système énergétique est basé presque exclusivement sur le gaz naturel (98 % des foyers l’utilisent pour la cuisson et le chauffage). Pour Thierry Bros « la réaction parfaite du marché », sans « aucune intervention gouvernementale » est plutôt une bonne nouvelle pour l’industrie gazière : « la Commission européenne avait donc raison depuis plusieurs années de libéraliser le marché gazier en mettant en concurrence l’ensemble des acteurs. »

La fin du gaz B : une nouvelle donne en France La déplétion annoncée du gisement de gaz de Groningue a conduit les Pays-Bas à ne pas reconduire les contrats d’approvisionnement français en gaz B au-delà de 2029. Or le réseau de gaz B alimente en gaz naturel la majeure partie de la région des Hauts-de-France. Par conséquent la conversion du réseau en gaz H est devenue une nécessité. Plus de 1,3 million de clients concernés Les réseaux de distribution (GRDF, Sicae de la Somme et du Cambraisis et Gazélec Péronne) et de transport (GRTgaz), et le site de stockage souterrain de Gournay (Oise) de Storengy sont directement impactés par cette conversion. 1,3 million de clients en distribution et une centaine de clients industriels raccordés au réseau de transport sont concernés, soit près de 10 % de la consommation française.

LE SAVIEZ-VOUS ? Le gaz B, dit « bas pouvoir calorifique », provient principalement des Pays-Bas. Il est distribué seulement dans le Nord de la France et présente une teneur élevée en azote, ce qui diminue son pouvoir calorifique. Le gaz H provient de la mer du Nord, de la Russie et de l’Algérie. Il est distribué sur 90 % de l’Hexagone et est plus pauvre en azote, ce qui lui donne un « haut pouvoir calorifique ».

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À la demande des pouvoirs publics, les opérateurs français étudient depuis de nombreux mois un schéma industriel de conversion en gaz H dans les Hauts-de-France et ont déjà initié de nombreux contacts avec les parties prenantes, notamment avec l’opérateur néerlandais GTS. Le décret encadrant la conversion du réseau de gaz naturel B en gaz H, publié au Journal officiel il y a un peu plus d’un an (le 25 mars 2016), prévoit notamment la réalisation d’une phase pilote sur la période 2016-2020. Cette première phase doit permettre l’expérimentation de différents scénarios afin de définir au mieux la manière de mener cette conversion chez les clients alimentés au gaz naturel, et notamment en termes de coûts à engager. Le 23 septembre 2016, GRDF, Gazélec Péronne, Sicae Somme et Cambraisis, Storengy et GRTgaz ont soumis aux ministres concernés un projet de plan de conversion. Cette conversion au gaz H suppose l’adaptation de la pression de livraison, ainsi qu’un réglage de certains appareils installés chez les clients (chaudières, process industriels, fours, etc.) ou leur modification, voire leur remplacement si nécessaire. Ce plan de conversion concerne les départements du Nord, du Pas-de-Calais, de la Somme, de l’Oise, de l’Aisne, ainsi que quelques communes de Seine-Maritime. Compte tenu du très grand nombre d’opérations à réaliser, il repose sur un découpage en une vingtaine de secteurs géographiques qui seront convertis progressivement jusqu’en 2029. Ce plan de conversion fera ensuite l’objet d’un arrêté, après réalisation d’une évaluation économique et technique par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le temps de l’expérimentation La phase expérimentale de cette opération de grande envergure, prévue de 2017 à 2020, est aujourd’hui en cours de démarrage sur quatre secteurs pilotes : le secteur de Doullens (6 000 clients répartis sur 10 communes du Pas-deCalais et de la Somme), le secteur de Gravelines (11 000 clients répartis sur 11 communes du Nord et du Pas-deCalais), les secteurs de Grande-Synthe (23 000 clients répartis sur 3 communes du Nord) et de Dunkerque (45 000 clients répartis sur 23 communes du Nord). En 2020, avec le retour d’expérience de l’expérimentation, les modalités opérationnelles de la conversion pourront être adaptées, avant le lancement de la phase de conversion généralisée à partir de 2021. Le changement du gaz B en gaz H sera réalisé secteur par secteur. GRDF sera le premier opérateur concerné pendant ces phases pilotes avec un recensement des clients qui devrait débuter dès septembre 2017 sur le secteur de Doullens avant une phase d’adaptation chez les clients prévue en 2018. GRTgaz a prévu une série de travaux sur le réseau de transport dans les zones pilotes dès 2017 en amont des interventions menées chez les clients. Le site de stockage souterrain de Gournay-sur-Aronde, seul stockage français à recevoir du gaz B, « ne devrait pas être concerné par la conversion avant 2026 ou 2027 », indique Philippe Meynard, responsable du pôle stratégie chez Storengy.

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3 questions à...

Laurent Hubert, directeur de projet à la direction technique et industrielle chez GRDF

d’un tel projet est très complexe à organiser mais une fois que la « machine » sera lancée, nous pourrons passer à un mode de déploiement « industriel ». Quels types de travaux seront nécessaires à votre avis ? Il y a deux types de travaux nécessaires. Les travaux qui devront être effectués sur le réseau et qui sont des travaux habituels pour GRDF. Et des travaux en aval compteur chez nos clients, principalement une adaptation de certains appareils. Tous les appareils ne sont pas concernés puisque la plupart, en particulier les gazinières et de nombreuses chaudières, ne nécessitent aucune intervention, une fois la pression du gaz baissée. En revanche il y a certains types de chaudières, dont la majorité des chaudières à condensation, pour lesquelles il y a des réglages à faire, voire des remplacements de pièces et dans de rares cas des remplacements d’appareils trop vétustes. Pour ce type d’interventions, nécessitant des compétences particulières, des installateurs professionnels du gaz seront formés puis mandatés par GRDF pour intervenir chez les clients concernés.

Gaz d’aujourd’hui a demandé à Laurent Hubert de l’éclairer sur le déroulé opérationnel du projet d’adaptation gaz B-gaz H pour les mois et les années à venir. Quelle est l’organisation prévue par GRDF dans les Hauts-de-France pendant la phase pilote du projet ? Le projet d’adaptation gaz B-gaz H est un projet transverse impliquant un grand nombre de métiers de GRDF. Les équipes de GRDF travaillent au niveau national comme au niveau régional en étroite coordination sur ce sujet. Plus concrètement nous sommes mandatés [par la loi du 24 février, NDLR] pour coordonner les opérations d’adaptation. Elles seront précédées d’un recensement des installations des clients afin de déterminer le type d’interventions nécessaires (bilan de l’existant, identification des besoins pour l’adaptation…). Nous menons actuellement une série de réflexions sur la procédure à mettre en place pour effectuer ces différentes opérations en concertation avec la filière du secteur (installateurs, sociétés de services après-vente,…) et des constructeurs de matériel thermique (chaudières, appareils gaziers…). Parallèlement à cela, nous finalisons un cahier des charges qui sera la base d’un appel d’offres pour le recrutement des prestataires chargés du recensement chez nos clients dans le secteur de Doullens. Quand le recensement aura été effectué, nous passerons à la phase d’adaptation chez les clients afin de réaliser les interventions nécessaires. Une fois le secteur de Doullens converti, nous poursuivrons l’expérimentation sur le secteur de Gravelines. Le démarrage

Avez-vous estimé les coûts de ces travaux pour GRDF ? Pour les clients finaux ? La loi du 24 février 2017 prévoit que les travaux que GRDF devra effectuer ainsi que les interventions chez les clients en vue de l’adaptation des appareils, soient pris en charge par le tarif de distribution. Le financement du remplacement éventuel d’appareils est un point sur lequel le législateur n’a pas encore statué dans le texte de loi actuel. C’est une question complexe, toujours en cours d’instruction. La prise en charge des coûts de la conversion sera précisée par une délibération émise par la CRE suite à l’étude technique et économique qu’elle doit mener. L.I.

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TRIBUNE LIBRE - HOWARD ROGERS

L’augmentation imminente de l’approvisionnement mondial en GNL

epuis 2015, analystes et chercheurs anticipent l’arrivée imminente de volumes importants de GNL sur le marché européen du gaz, alors que des projets d’approvisionnement principalement situés en Australie et aux États-Unis voient le jour et que l’offre de GNL dépasse les besoins propres aux marchés asiatiques. À ce jour cependant, cela n’a pas eu lieu. Si on se réfère à la précédente hausse de l’offre de GNL apparue dans la seconde moitié des années 2000, les facteurs qui ont expliqué la différence entre les prévisions initiales (invariablement optimistes) et les résultats éventuels en matière de production de GNL sont les suivants. • Le dépassement des calendriers de construction des projets (souvent liés à une augmentation des coûts supérieure au budget). À noter , le temps que prennent les décisions finales d’investissement : il est généralement de cinq ans, avant tout glissement imprévu. • Les problèmes de mise en service un processus de mise en service en douceur pourrait permettre à l’usine de liquéfaction de GNL d’atteindre 90 % de sa capacité nominale dans les neuf mois suivant l’achèvement du projet (parfois plus rapide). Souvent, cependant, l’usine subit des arrêts non programmés et peut rester hors ligne pendant des semaines pendant lesquelles des modifications sont effectuées avant que la mise en service soit de nouveau effective. • Les problèmes liés au gaz d’alimentation peuvent limiter l’approvisionnement en dessous de la capacité nominale jusqu’à ce que les problèmes en

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amont soient résolus. Cela peut être un problème temporaire ou de long terme. • Les projets qui ne parviennent pas à obtenir le FID et qui tombent ainsi à l’arrière-plan des projections. Si l’on fait une petite rétrospective de l’année 2016, l’offre mondiale de GNL a en fait augmenté de 6 %, mais celle-ci a été consommée par les marchés asiatiques (+ 17 Gm3) et ceux du MoyenOrient (+ 10 Gm3), avant d’atteindre l’Europe. La demande sud-américaine a baissé quant à elle de 5 Gm3. 50 Gm3 étaient donc disponibles pour l’Europe en 2016. En résumé, 2016 a bien enregistré un début de hausse du marché du GNL mais cette hausse de l’offre a principalement profité aux marchés asiatiques. Dans l’avenir, toute tentative d’estimation de la croissance de l’offre mondiale à l’horizon 2020 devra d’abord faire face aux incertitudes de la production des installations existantes d’exportation de GNL. Premièrement, il existe une variation saisonnière de la température qui influe sur l’efficacité du procédé de liquéfaction. Cela peut être prédit en fonction des performances passées - mais les contraintes liées au gaz d’alimentation et les questions géopolitiques et de sécurité ont tendance à être imprévisibles dans leur occurrence et leur ampleur. Certaines usines de liquéfaction plus anciennes souffrent également d’une baisse à long terme de la disponibilité des gaz d’alimentation à mesure que la prospective régionale diminue. Les problèmes liés au démarrage de nouvelles installations, décrits plus tôt, sont difficiles à prévoir. Tout ce que nous pouvons dire, c’est que les entreprises

qui ont déjà dépensé des dizaines de milliards de dollars sur de nouveaux projets de liquéfaction ne renonceront pas et partiront avec ces installations à moitié terminées. Ainsi, d’ici 2021, l’offre mondiale de GNL devrait passer de 350 Gm3 (en 2016) à 500 Gm3 à mesure que les problèmes sur les installations existantes sont résolus. Perspectives mondiales sur le GNL jusqu’en 2021 Alors que la production de GNL est censée augmenter d’ici 2021, la question est maintenant de savoir dans quelle mesure cette nouvelle offre sera absorbée par la demande accrue du marché asiatique régional et, par conséquent, combien de volumes seront envoyés en Europe. Au cours de la période hivernale 2016-2017, le marché a été de façon inattendue particulièrement tendu, en Europe ainsi que dans certaines parties de l’Asie dans la mesure où l’augmentation de l’offre de GNL était incapable de s’améliorer. En 2017, la question brûlante est donc de savoir si l’augmentation de la demande de GNL en Chine cet hiver est liée au phénomène météorologique ou au début d’une tendance à la hausse de la demande de GNL. L’absence de données chinoises sur la demande de gaz, rapides et transparentes, renforce l’incertitude sur cette question. Les demandes d’importations de GNL asiatiques sont saisonnières, exacerbées par le manque de capacité de stockage souterrain et par la tendance à l’achat de cargaisons de GNL d’hiver en supplément des stocks dans les terminaux de regazéification.

ÉCONOMIE ET FOURNITURE

Howard Rogers a rejoint l’Oxford Institute for Energy Studies en janvier 2009 et est directeur du programme de gaz naturel. Il a publié des recherches et a rédigé des chapitres sur l’arbitrage des prix du GNL entre les marchés régionaux d’Asie, d’Europe et d’Amérique du Nord, le gaz de schiste aux États-Unis et au Royaume-Uni. Plus récemment, Howard et Jonathan Stern ont rédigé conjointement des articles sur la transition vers une tarification axée sur les hubs en Europe et sur l’évolution des rôles et des risques des principaux acteurs ainsi que sur les défis de la GPL tarification JCC sur les marchés asiatiques de GNL.

Demande mensuelle de GNL asiatique 2015-2021 Le rôle du gaz naturel et du GNL en Asie et le développement de la demande au cours des prochaines années seront essentiels pour comprendre l’impact sur le marché européen des volumes de GNL surabondants laissés par le marché asiatique. La position de l’Europe en tant que « marché de dernier recours » est liée à la question de la concurrence entre le gazoduc russe et le GNL en Europe. Un scénario « faible » de demande de GNL asiatique laisserait des volumes importants de GNL provenant des installations d’exportation existantes et nouvellement achevées en concurrence avec le gaz russe transporté par gazoduc en Europe. Il est à supposer que la Russie défendra ses exportations vers l’Europe à hauteur de 150 milliards d’euros minimum, soit 85 % de ses quantités contractuelles annuelles. Dans ce scénario, la faible demande de GNL en Asie conduirait dans un premier temps à un excédent de fourniture pour la période 2018 à 2021. Le marché évoluerait au travers de trois mécanismes secondaires, alors que les prix sur le hub européen (et les prix asiatiques spot du GNL) chuteraient en réponse au surplus d’approvisionnement. Les trois mécanismes qui feraient évoluer le marché sont : • la conversion du charbon vers le au gaz en Europe (selon le niveau des prix du charbon et du CO2) ; • la demande de GNL induite à bas prix en Asie par les clients industriels qui peuvent accéder aux cargaisons de GNL aux prix spot ;

• la réduction des exportations de GNL des États-Unis – dans la mesure où l’écart des prix entre Henry Hub et les hubs européens (et les prix asiatiques spot du GNL) est inférieur au coût variable du transport et de la regazéification pour les acteurs payant le plus cher. Dans ce scénario, on s’attendrait à ce que les arbitrages maintiennent une forte corrélation entre les prix sur les hubs européens et les prix spot asiatiques ainsi qu’un écart resserré entre ces marchés et le Henry Hub pour la période 2018-2021. Si au contraire l’Asie suit un scénario de forte demande de GNL, la perspective d’une surabondance de GNL est considérablement diminuée. Dans ce cas, une croissance plus rapide de la demande de GNL en Asie absorbe les approvisionnements croissants de GNL, ce qui permet aux exportations russes via gazoduc vers l’Europe de rester au-dessus de 150 Gm3 jusqu’en 2019 et 2020. Dans ce cas, les principaux moteurs de croissance de la demande par rapport au scénario « faible demande » sont les suivants : • les politiques de soutien en faveur du transfert vers le gaz (contre le charbon) en Chine et en Inde pour la production d’électricité pour des raisons d’amélioration de la qualité de l’air et, éventuellement, de réduction du CO2 ; • un ralentissement du rythme de redémarrage nucléaire et de la mise en œuvre des énergies renouvelables au Japon ; • l’augmentation de la demande de puissance et l‘engagement à éliminer le nucléaire à Taiwan ; • le taux de déclin plus rapide de la production de gaz domestique, nécessitant des importations accélérées de GNL au Pakistan, en Thaïlande, au

Bangladesh, en Malaisie, en Indonésie et au Vietnam. Dans ce scénario de forte demande asiatique de GNL, une « mini-bulle » apparaîtrait en 2019 et 2020, qui se traduirait par une baisse des prix sur les hubs européens et asiatiques plus courte, avec un marché dégagé en 2019 et 2020 probablement sans la nécessité de limiter les exportations GNL américain. Pour conclure, l’impact sur l’Europe, marché de dernier recours pour le GNL, sera certainement déterminé par le rythme de mise en service des projets de production de GNL mais également par le rythme de croissance de la demande asiatique de GNL. Ce rythme est incertain. La forte demande de GNL en Asie au cours de l’hiver 2016-2017 s’explique, au moins en partie, par des conditions climatiques plus froides que la normale et les pannes nucléaires en Corée du Sud. À l’été 2017, les niveaux de demandes asiatiques seront un meilleur indicateur de la fin du spectre de demande de GNL asiatique élevé par rapport au bas du spectre de demande de GNL. Cela déterminera à son tour l’ampleur et la durée de la bulle GNL d’ici à 2021, ce qui aura des répercussions importantes sur les prix européens et sur le prix spot du GNL ainsi que sur les exportations de gaz russe vers l’Europe.

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BRÈVES UTILISATIONS ET MARCHÉS

UTILISATIONS ET MARCHÉS

UN DÉPLOIEMENT SANS PRÉCÉDENT L’AFGNV a annoncé, le 14 mars, lors de la Semaine internationale du transport et de la logistique (SITL), la mise en service d’ici la fin de l’année 2017 de 50 stations GNV supplémentaires, pour un investissement estimé à plus de 50 millions d’euros. Fin 2017, avec 125 points d’avitaillement publics, la France sera dotée du plus important réseau de stations GNV et bioGNV pour poids lourds d’Europe. Ce déploiement rapide de stations GNV pour poids lourds correspond à l’ambition proposée par la filière aux pouvoirs publics dans le cadre de la directive européenne sur les carburants alternatifs, soit 250 points d’avitaillement GNV en 2020.

LE BIOGNV A LA COTE! Le 7 avril, Air Liquide a inauguré en partenariat avec Carrefour une nouvelle station de distribution de bioGNV carburant, à Servon, en Seine-et-Marne. Air Liquide compte mettre en service 7 autres stations de ce type en France en 2017. Elles s’ajouteront aux 6 stations déjà ouvertes en France et au RoyaumeUni. Ces stations fournissent du bioGNV comprimé ou liquéfié et de l’azote liquide pour les camions disposant d’un groupe froid cryogénique. La station de Servon permet d’approvisionner 80 camions par jour. À ce jour, Air Liquide exploite plus de 60 stations bioGNV en Europe, principalement alimentées par les unités de purification de biogaz d’Air Liquide au Royaume-Uni, en France et en Suède.

TOTAL EST AMBITIEUX ! Total a présenté, le 14 mars, à l’occasion de la Semaine internationale du transport et de la logistique à Paris, son offre GNV pour la France. Le groupe français a annoncé une quinzaine d’ouvertures de stations GNC en France d’ici fin 2018, avec comme objectif de déployer 110 stations GNV sur le territoire d’ici 2026. Une première station GNC a été ouverte à Nantes.

ACHEMINER LOCAL Le fournisseur de gaz naturel Antargaz a signé, le 19 avril, un contrat d’acheminement de distribution avec Réseau GDS, le gestionnaire de réseau de distribution dans l’agglomération de Strasbourg. Depuis avril 2017, Antargaz propose ses offres de gaz naturel sur les 104 communes desservies par Réseau GDS. Antargaz a également annoncé son partenariat avec la Copfi qui regroupe plusieurs centaines d’installateurs chauffagistes dans le Bas-Rhin.

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LE BIO MÉTHANE ÇA VOUS GAGNE ! D’après Europ’Energies, TIGF a signé, le 24 avril 2017, deux nouveaux contrats pour l’injection de biométhane sur son réseau. Les projets se situent à Montbazens (Aveyron) et Saverdun (Ariège). Les installations devraient injecter respectivement 600 Nm3/h et 200 Nm3/h. Ces contrats seront les 3e et 4e signés par TIGF. Une première installation a été raccordée en décembre 2015, à Villeneuve-sur-Lot. Une deuxième est en cours de construction. À terme, au total, 1400 Nm3/h seront injectés sur le réseau de TIGF.

NAVIGUER AU GNL Total Marine Fuels Global Solutions et Pavilion Gas ont signé, mardi 4 avril, un protocole d’accord portant sur le gaz naturel liquéfié (GNL) comme carburant marin à Singapour. Dans le cadre de cet accord, Pavilion Gas fournira du GNL à Total Marine Fuels Global Solutions (la filiale de Total en charge de la commercialisation de carburant marin à travers le monde) afin que celle-ci puisse approvisionner en GNL ses clients du monde maritime dans le port de Singapour. Les deux partenaires pourraient également envisager de coopérer sur le plan logistique.

UTILISATIONS ET MARCHÉS

RÉGLEMENTATION

Transition énergétique : quel futur pour le bâtiment ? La loi sur la transition énergétique a affiché sa volonté d’aller plus loin que la RT 2012 et prévoit dès 2018 l’ajout d’exigences portant sur le calcul des émissions de gaz à effet de serre, un calcul des consommations d’énergie et de ressources sur l’ensemble du cycle de vie, ainsi qu’une incitation à recourir aux énergies renouvelables pour couvrir et compenser les besoins des bâtiments. Depuis plusieurs mois, les rumeurs autour de cette nouvelle réglementation multicritères vont bon train. Les premières expérimentations ont commencé en novembre 2016, dessinant progressivement les contours de la future réglementation. Décryptage.

n juillet 2016, les ministres de l’Écologie et du Logement Ségolène Royal et Emmanuelle Cosse avaient lancé la création d’un label unique baptisé label « Energie+ Carbone - » (E+ C-), portant sur l’évaluation des bâtiments à énergie positive et bas carbone, fruit d’une année de concertation avec les professionnels de la construction et de nombreux débats sur la définition des bâtiments à énergie positive (Bepos). Les premiers indicateurs permettant de tester la future réglementation étaient lancés. Quelques mois plus tard, après la publication le 12 octobre de l’arrêté fixant les niveaux de performances des Bepos et le label énergie-carbone, la ministre du Logement, Emmanuelle Cosse, a lancé avec Christian Baffy, le président du Conseil supérieur de la construction et de l’efficacité énergétique (CSCEE), la phase active de l’expérimentation avec la création le 17 novembre dernier d’un comité de pilotage. Il sera chargé d’analyser les réalisations pilotes des Bepos durant dix-huit mois jusqu’en 2018 pour les bâtiments publics et jusqu’en 2020 pour toutes les autres constructions, y compris les maisons individuelles. Sa principale mission est de préparer la filière à la réglementation qui succèdera à la RT 2012. RT 2012 vs RE 2018 La future réglementation intègrera les notions de gaz à effet de serre et de consommations d’énergie. Le label énergie-carbone, nouveau porte-étendard de la RE 2018, l’illustre parfaitement. Elle imposera à toutes les constructions nouvelles des performances énergétiques supérieures à la précédente réglementation. La RT 2012, prévue par le Grenelle de l’environnement et le label « bâtiment basse consommation » (BBC), était destinée à diviser par trois la consommation énergétique des constructions, à 50 kWh/m² par an maximum, en limitant le chauffage, la climatisation, l’éclairage, l’eau chaude sanitaire et la ventilation. L’isolation sera également au cœur de cette nouvelle réglementation, où elle sera prise en compte

dans son ensemble, de la technique utilisée à la qualité des isolants. Différentes possibilités sont évoquées : l’utilisation de capteurs solaires thermiques pour produire de l’eau chaude ou des panneaux photovoltaïques pour produire de l’électricité ou encore l’option d’être raccordé à un réseau de chaleur alimenté par des énergies renouvelables à hauteur d’au moins 50 %. Enfin et pour la première fois, un critère d’éco mobilité a été introduit, définissant la performance d’un terrain vis-à-vis de l’accès aux services (travail, écoles, commerces, loisirs…), selon une méthode qui consiste à calculer les impacts environnementaux de chaque mode de transport selon les distances moyennes à parcourir. Une nouvelle méthodologie Depuis fin 2016, les pouvoirs publics ont souhaité donner la possibilité aux professionnels de la filière d’expérimenter et de se confronter, via l’usage du label « énergie carbone », à ce qui pourrait préfigurer ou inspirer la future

COMMENT ÉVALUE-T-ON UN BÂTIMENT À ÉNERGIE POSITIVE ? La performance d’un bâtiment à énergie positive s’évalue à l’aide d’un indicateur : le bilan Bepos. Quatre niveaux de performance sont distingués : Les niveaux E1 et E2 concernent l’autoconsommation et les énergies renouvelables embarquées telles que le bois, le solaire thermique ou le photovoltaïque. Les niveaux E3 et E4 sont plutôt à destination des opérations d’aménagement puisqu’ils s’attachent à l’utilisation des potentiels locaux (réseaux de chaleurs, boucles locales énergétiques...).

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UTILISATIONS ET MARCHÉS

réglementation. Les nouveaux projets présentés par un professionnel, sur la base du volontariat devront répondre aux exigences de la RT 2012 en vigueur actuellement mais aussi à deux critères supplémentaires permettant d’évaluer la performance énergétique et environnementale du bâtiment. Une performance qui sera mesurée par un nouvel indicateur : le bilan énergétique Bepos qui évalue la consommation d’énergie primaire non renouvelable (tous usages confondus, y compris électroménager et électronique) à laquelle il retranche la quantité d’énergie photovoltaïque exportée du bâtiment. Quant à la performance dite « environnementale » d’un bâtiment, elle devra être viabilisée d’une part par une évaluation globale (EGes) de ses émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble de

Deux questions à... Philippe Haïm, président de la commission utilisations de l’AFG et président du comité scientifique et technique chez Coénove

Comment la filière gaz s’organise-t-elle pour répondre aux exigences du nouveau label « énergie-carbone » et de la future réglementation ? Ce label présente une nouveauté importante pour les professionnels du secteur puisque désormais le bâtiment est abordé sur l’ensemble de son cycle de vie : de la construction à son démantèlement en passant par son exploitation. On considère aujourd’hui que l’impact CO2 de la construction du bâtiment est à peu près équivalent à son exploitation, voire supérieur. La filière a fait de gros efforts jusqu’à présent en travaillant sur l’exploitation ; c’est important

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son cycle de vie, et d’autre part par une évaluation des émissions de la partie construction (EgesPCE). Le 15 mars, les sept premiers labels « E+ C- » ont été remis par Emmanuelle Cosse, à des maîtres d’ouvrages pour la construction de logements neufs (maisons individuelles, résidences collectives, bâtiments de bureau…). Si la future réglementation se dessine progressivement, de nombreuses modalités d’application restent encore à définir, notamment pour affiner les indicateurs et décider quels seront les seuils à retenir. Des ajustements devront être faits dans les prochaines années, en fonction des retours d’expérience du terrain.

de le faire désormais pour la construction. La nouvelle réglementation s’appuiera sur ce label. Elle devra fixer les curseurs au bon niveau en fonction du retour d’expérience, afin que chaque filière progresse sans être exclue. Chaque acteur aujourd’hui fait ses calculs. Les premiers niveaux (E1 et E2) devraient être accessibles avec des solutions traditionnelles de type chaudière à condensation avec solaire par exemple. En revanche le niveau carbone 2 semble dans tous les cas de figure impossible à atteindre pour le gaz. Si la future RE présente l’avantage et la pertinence d’aborder l’ensemble du cycle de vie du bâtiment, l’expérimentation en cours devra être suffisamment longue, de trois ou quatre ans au minimum, pour pouvoir en tirer profit et n’exclure aucune filière. L’enjeu autour des seuils est déterminant. Est-ce que beaucoup d’acteurs se sont lancés dans l’expérimentation ? L’expérimentation sur le label « E+ C- » a démarré il y a quelques mois. Le principe est simple : ce sont des maîtres d’ouvrages qui doivent s’engager volontairement dans cette démarche, soit pour évaluer rétroactivement sur la base de ce nouveau référentiel les bâtiments qu’ils ont déjà construits, soit pour évaluer leurs nouvelles constructions. Les évaluations réalisées lors de l’expérimentation seront enregistrées sur une base de données qui permettra aux pouvoirs publics de pouvoir apprécier l’impact de nouveau référentiel et la faisabilité technique et économique, mais aussi les filières qui pourront y répondre, même si pour le moment peu d’acteurs se sont engagés et ceux qui le sont communiquent peu sur le sujet. L.I.

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

L’association française du gaz

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

Le syndicat professionnel du gaz en France

N°1 2016 / JANVIER-MARS

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

ENTRETIEN

MAROŠ ŠEFČOVIČ

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

est sur la bonne voie pour réaliser l’ensemble de ses objectifs climatiques d’ici à 20201. Nous avons également convenu d’un plan ambitieux visant à réduire nos émissions d’au moins 40 % d’ici à 2030. Il me semble important de souligner que les réductions d’émissions actuelles enregistrées n’ont pas été atteintes au détriment de la croissance économique. À titre d’exemple, en 2010, nos estimations avaient suggéré que les émissions de l’UE-15 seraient de 10,7 % en dessous du niveau de 1990. La même année, les émissions de l’UE27 étaient d’environ 15,5 % en dessous du niveau de 1990, alors que dans la période allant de 1990 à 2010 le PIB a progressé de + 39 % au sein de l’UE-15 et de + 41 % au sein de l’UE-27. Cela montre que l’UE, tout en étant un leader ambitieux dans la lutte mondiale contre le changement climatique, a connu tout de même une croissance importante depuis 1990. Concernant le risque de délocalisation des grandes industries émettrices, c’est un facteur important que nous avons certainement pris en considération. C’est une des raisons pour lesquelles il était si important d’avoir l’accord de Paris. Celui-ci est sensiblement différent de son préCouv_GA_2016_Vol1.indd 1-2 l’accord de Kyoto parce qu’il représente un décesseur exe • AP_A4_Corporate_UK&FR.indd 2 véritable accord mondial. En décembre 2015, 195 pays ont signé cet accord qui fixe une ambition forte pour l’ensemble des signataires et fournit un cadre transparent pour la mise en œuvre et l’évaluation de l’invenCONTEXTE taire, tout en gérant les impacts du changement climaInterrogé sur les conséquences du Brexit, Maroš Šefcovic n’a pas tique dans les pays où ils sont déjà clairement visibles. souhaité s’exprimer sur ce sujet, se référant à l’article 50 du traité L’accord de Paris signifie à nos yeux qu’une grande sur l’Union européenne définissant la procédure à suivre si un État majorité des États de ce monde ont pris conscience de l’enjeu et de la nécessité de travailler ensemble. C’est de quitter l’Union. Il a tout de même précisé que(GNL), Le marché mondial du gaz entre membre dans unedécide nouvelle ère : l’avènement du gaz naturel liquéfié la découverte de pour cela que nous sommes convaincus que chaque si « gaz l’UE non était conventionnels prête à lancer lesont négociations avec le nouveaux gisements et l’essor des révélé un rapidement potentiel gazier indéniable. Un potentiel Royaume-Uni en ce qui concerne les termes et conditions de son pays agira pour préserver notre planète. présent en grande quantité sur la planète et dont l’exploitation, sujette à des enjeux économiques, techniques et retrait, tant que ce processus n’est pas terminé le Royaume-Uni reste environnementaux, soulève un bien des questions aiguise bienavec des tous appétits. Enquête. membre de l’Unioneteuropéenne, les droits et obligations qui en découlent. » L’accord de Paris a été adopté lors de la COP21. L’Union européenne, troisième émetteur de gaz à effet de serre (GES) au monde, a pris des engagements très forts : réduire de 40 % ses émissions d’ici à 2030, atteindre un niveau de 27 % d’économies d’énergie et une part d’énergies renouvelables à 27 %. Comment comptez-vous y parvenir ? Comment allez-vous gérer le risque de délocalisation d’industries qui sont de grosses émettrices de GES ainsi que les objectifs qui ne sont pas répartis quantitativement par pays ? L’accord de Paris comprend des règles solides sur la transparence et la responsabilité des États à veiller à ce que leurs engagements soient respectés ainsi que sur la possibilité de pouvoir quantifier la réduction de leurs émissions. J’insiste sur le fait qu’une réduction absolue des émissions mondiales est nécessaire pour atteindre l’objectif des 2 degrés et prétendre à aller au-delà. L’UE a pris des engagements forts et elle

www.afgaz.fr

DOSSIER

LES NOUVEAUX MARCHÉS GAZIERS

DOSSIER

Quid du Brexit ?

Nouveaux gaz, nouveaux gaziers

Le 22 avril, à la tribune de l’ONU, François Hollande a incité l’Union européenne à « donner l’exemple » en ratifiant le texte avant la fin de l’année. Quel est le processus que doit mener l’UE pour la mise en œuvre de l’accord de Paris ? Des bruits courent que des États membres pourraient s’y opposer. Qu’en est-il ? Comme le président français l’a justement souligné, l’UE et ses États membres doivent donner l’exemple, surtout que nous avons été les premiers à présenter nos engagements ambitieux pour la COP21. Notre intention et notre volonté c’est que l’UE et ses États membres ratifient l’accord de Paris. En ce qui concerne l’Union européenne, le processus de ratification impliquera un vote à la majorité qualifiée au Conseil de l’UE et un vote positif du Parlement européen. Pour ce qui est des États membres, les processus de ratification sont différents d’un pays à l’autre, ce qui signifie qu’il faudra un certain temps pour qu’ils ratifient tous l’accord de Paris. Néanmoins, en mars dernier, les chefs d’États et de gouvernements ont convenu de tout mettre en œuvre pour le ratifier le plus tôt possible. La Commission poursuit son agenda et nous prévoyons de proposer une révision de la décision partage des efforts [législation européenne fixant des objectifs de réduction d’émissions de GES à chaque État membre en fonction de son poids économique, NDLR] d’ici l’été 2016. La révision est un processus nécessaire qui prendra en compte les

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FORMULE

LE TRIMESTRIEL

Maroš Šefcovicč est un diplomate slovaque. Depuis le 1er novembre 2014, il est vice-président de la Commission européenne en charge de l’Union de l’énergie. À ce titre, il dirige l’équipe du projet « Union de l’énergie » au sein de la Commission, composée de 14 commissaires. GPLil a été élu en 2014 membre du Auparavant, Parlement européen. De 2010 à 2014, viceprésident de la Commission européenne en charge des relations interinstitutionnelles et de l’administration, il était précédemment entre 2009 et 2010 commissaire européen à l’éducation, la formation, la culture et la jeunesse. De 2004 à 2009, il était enfin le représentant permanent de la République slovaque auprès l’Union européenne.

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

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

CONVENTION DE L’AFG

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

GAZ ET CLIMAT : LES ENJEUX ET LES DÉFIS À RELEVER

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

19/01/2016 17:17

Gaz d’aujourd’hui • n 4-2016 • 5

04/11/2016 14:01

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Au sommaire de ce dossier :

ENTRETIEN

Quelle forme, notamment juridique, peut prendre l’Union de l’énergie quand il s’agit d’harmoniser les politiques énergétiques des États membres qui, d’après les traités, sont libres de choisir leur mix énergétique ? L’Union de l’énergie est un cadre qui permet à l’UE d’utiliser à la fois les mesures législatives et non législatives pour s’assurer que l’Union européenne a un marché de l’énergie sûr, abordable et respectueux des enjeux climatiques. Ses cinq piliers - la sécurité d’approvisionnement, l’intégration complète du marché intérieur de l’énergie,

4 • Gaz d’aujourd’hui • n 4-2016

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

résultats de la réunion du Conseil européen d’octobre 2014, où les dirigeants européens ont exprimé leur souhait de poursuivre l’approche choisie dans le cadre de la décision relative à l’effort à fournir par les États membres pour réduire leurs émissions pour la période 2021-2030, dans le but de réduire les émissions dans les secteurs non-ETS d’ici 2030 de 30 % par rapport à 2005 et de répondre à l’objectif global de réduction de 40 % en 2030 par rapport à 1990. La Commission a déjà procédé à une consultation sur la révision de la décision. Nous sommes actuellement en train de mener une étude d’impact sur le sujet. [Un an après le sommet de la COP21, le Parlement européen a approuvé, mardi 4 octobre, l’accord de Paris. 14:35 Celui-ci a approuvé la ratification du texte à20/06/11 une très large majorité (610 voix pour, 38 contre), NDLR.]

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DEMAIN L’AFRIQUE

Le GNL moteur dans la mondialisation des échanges Si la Russie et le Qatar sont encore aujourd’hui les leaders sur le marché mondial de la vente de gaz naturel, les ÉtatsUnis et l’Australie se sont invités sur le devant de la scène. Les cartes de l’offre mondiale vont être profondément redistribuées par ces deux grands pays producteurs, avec un impact à la fois sur les prix mais aussi sur la dépendance européenne vis-à-vis du gaz russe. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), les capacités totales de liquéfaction augmenteront de 45 % d’ici à 2021. Au total, 188 milliards de mètres cubes de nouvelles capacités viendront ainsi s’ajouter aux 415 milliards en fonctionnement fin 2015. De l’Australie au Brésil, des États-Unis à l’Égypte, tous ces pays ont révélé ces dernières années un potentiel gazier important. Si l’Australie et les États-Unis sont en passe de devenir des géants gaziers, l’Amérique du Sud, malgré un sous-sol riche, est encore au début de son histoire gazière et souffre d’un manque d’infrastructures. L’Égypte quant à elle pourrait redevenir exportatrice dans les prochaines années et les ressources à peine connues de la Méditerranée orientale laissent présager un avenir gazier radieux dans cette région. Laura Icart

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

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

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08/11/2016 09:50

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

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(1) À préciser si votre service comptable l’exige pour tout règlement de facture. (2) Pour les pays de l'Union européenne.

UTILISATIONS ET MARCHÉS

INNOVATION

Les solutions hybrides : une association gaz naturel et énergies renouvelables gagnante ! En construction neuve comme dans l’existant, les équipements gaz naturel s’adaptent à une double exigence : répondre aux nouvelles réglementations européennes et nationales sur la performance énergétique et environnementale ainsi que satisfaire les attentes croissantes des clients en faveur des économies d’énergies. Les chaudières, pompes à chaleur et chauffe-eau thermodynamiques hybrides répondent à ces objectifs.

ous l’impulsion de l’Europe et des pouvoirs publics, la France s’est engagée dans une course à la performance énergétique et environnementale formalisée par l’objectif des « 3 x 20 » : ce dernier vise, à l’horizon 2020, la réduction de 20 % de notre consommation énergétique et des émissions de CO2, et la proportion de 20 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique. En application de la directive européenne sur la performance énergétique des bâtiments (DEPB), la France a introduit la réglementation thermique 2012 (RT 2012) qui s’applique à tout nouveau bâtiment (logement individuel ou collectif, tertiaire). Celleci est centrée sur un objectif de consommation annuelle moyenne de 50 kWh d’énergie primaire par mètre carré et par an (50 kWh/m2.an) modulé notamment en fonction de la zone géographique et complété par une part d’énergie renouvelable minimale de 5 kWh/m2.an pour les maisons individuelles. Les horizons qui nous paraissaient lointains il y a peu de temps sont à présent à portée de main puisque l’obligation à concevoir des bâtiments à énergie positive se profile avec la définition du référentiel énergie-carbone (label « E+ C- ») préfigurant la règlementation succédant à la RT 2012, appelée « règlementation environnementale » (RE). Concernant le marché de l’existant, qui constitue un gisement d’économies d’énergie considérable, l’objectif visé est une économie globale de 38 % à l’horizon 2020. La directive européenne « éco-conception » (ErP, energy related product) fixe suivant un calendrier d’application des exigences minimales d’efficacité pour les produits mis sur le marché. La filière gazière se prépare depuis plusieurs années à ces

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échéances et les constructeurs proposent dès aujourd’hui une offre diversifiée de solutions performantes associant le gaz naturel et les énergies renouvelables. Parmi celles-ci, les solutions hybrides… Exploiter le meilleur d’une chaudière à haute performance (condensation) et d’un système thermodynamique électrique aérothermique, voilà l’idée simple qui a conduit les fabricants à développer ces produits. Les deux technologies sont couplées thermiquement et sollicitées au meilleur moment, c’est-à-dire quand elles offrent les meilleures performances énergétiques : le thermodynamique (pompe à chaleur – PAC – ou chauffe-eau thermodynamique – CET) assure le chauffage quand la température extérieure n’est pas trop basse (et donc que sa performance en énergie primaire est supérieure au rendement d’une chaudière à haute performance), avec si besoin l’appoint de la chaudière, cette dernière prenant complètement le relais par basse température extérieure, l’efficacité sur énergie primaire du thermodynamique étant alors plus faible que le rendement de la chaudière à condensation. Les deux températures de bascule (nécessité d’un appoint chaudière et arrêt de la pompe à chaleur) dépendent de la performance réelle des deux équipements en fonction principalement de la température extérieure et de la température de l’eau à chauffer nécessaire pour assurer le confort du logement. Pour dire les choses simplement, cette technologie sollicite l’équipement le plus performant énergétiquement pour la production de chauffage. Pour autant, cela est transparent pour l’utilisateur car la régulation développée par les fabricants gère automatiquement la mise en fonctionnement ou l’arrêt de chacun des systèmes, contrairement à une pompe à chaleur dite « en relève de chaudière » qui fonctionne même à très basse température, ce qui pénalise sa durée de vie et le rendement saisonnier de l’installation. Un autre mode de régulation est possible, sur le prix des énergies, mais il bénéficie d’un traitement pénalisant dans la RT 2012 : dans ce cas, c’est l’équipement qui produit le kWh de chauffage le moins cher qui est sollicité prioritairement.

UTILISATIONS ET MARCHÉS

Dans le cas d’une chaudière ou PAC hybride (les deux termes sont usités par les fabricants), l’eau chaude sanitaire peut être produite totalement par la chaudière à haute performance ou être préchauffée par la PAC. Qu’elle soit monobloc ou bi-bloc, pour obtenir le meilleur positionnement technico-économique, les fabricants ont intégré des PAC de petite puissance électrique (inférieure à 4 kW utiles), permettant de proposer un produit compétitif à l’investissement comme à l’exploitation. Cette solution est particulièrement adaptée aux maisons neuves, permettant des gains énergétiques de 10 à 15 % par rapport à une PAC électrique ou une chaudière à haute performance seule (les tests en conditions réelles menés par GRDF avec l’appui du Crigen montrent une performance annuelle entre 115 et 125 % PCS, soit un COP saisonnier, sur énergie primaire, de 1,15 à 1,25, correspondant à un équivalent électrique de 3 à 3,2). À noter que l’offre des fabricants s’étend avec des produits réversibles permettant ainsi une production de froid nécessaire au confort d’été dans le sud de la France.

Également développée par les fabricants principalement pour les maisons individuelles neuves, une offre de chauffeeau thermodynamique (CET) hybride est également disponible, la pompe à chaleur étant dédiée à la production d’eau chaude sanitaire (ECS). L’appoint gaz permet une plus grande compacité (ballon inférieur à 200 litres) et réactivité comparativement à l’installation séparée d’un CET et d’une chaudière à haute performance car cette dernière, en plus d’assurer le chauffage du logement, garantit la production d’ECS quels que soient les besoins d’ECS et la température extérieure. Il en résulte une performance en production d’ECS améliorée de 10 % et une production d’énergie renouvelable augmentée. Le tertiaire n’est pas en reste avec une gamme de PAC hybrides de plus forte puissance, particulièrement adaptées aux immeubles de bureaux : jusqu’à 75 kW froid et 83 kW chaud. Ludovic Thiebaux, responsable du pôle marketing produits de GRDF

Chaudière, PAC ou CET hybride ? Dénomination

Système mis en œuvre

Système(s) produisant le chauffage

Système(s) produisant l’eau chaude sanitaire

Chaudière ou PAC hybride

Association d’une pompe à chaleur aérothermique de faible puissance (< 4 kWe) et d’une chaudière à condensation

100 % PAC ou 100 % chaudière ou les deux en même temps en fonction des températures extérieures et des besoins de chauffage

100 % chaudière ou préchauffage par la PAC et appoint chaudière

CET hybride

Association d’un chauffe-eau thermodynamique sur air extérieur (< 200 litres) et d’une chaudière à condensation

100 % chaudière

PAC du CET et appoint chaudière

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BRÈVES INSTITUTIONS ET ENVIRONNEMENT

INSTITUTIONS ET ENVIRONNEMENT

CARNET Bernard Aulagne a été reconduit, le 11 avril, comme président de Coénove pour un second mandat de trois ans. Jean-François Carenco, ancien préfet de la région Île-de-France et de Paris, a été nommé le 15 février à la présidence de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) en remplacement de Philippe de Ladoucette. Brigitte Collet a été nommée, le 20 mars, ambassadrice chargée des négociations sur le changement climatique, pour les énergies renouvelables et la prévention des risques climatiques.

VERS PLUS D’EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE Ségolène Royal a signé, le 26 avril, le décret pour le doublement des objectifs d’économies d’énergie sur 2018-2020 pour les certificats d’économie d’énergie (CEE) conformément aux exigences de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). La ministre a signé le décret en Conseil d’État fixant l’objectif d’économies d’énergie pour les années 2018 à 2020 à hauteur de 1 600 TWh cumac, dont 400 TWh cumac au bénéfice des ménages en situation de précarité énergétique (soit près du double de la période en cours : 850 TWh cumac, dont 150 TWh cumac précarité pour 2015-2017). Ce décret conforte, selon le communiqué du ministère « la position de la France dans son ambition de révision de la directive européenne relative à l’efficacité énergétique » qui vise à porter l’objectif d’efficacité énergétique à 30 % en 2030.

NÉGOCIER

Julie Purdue a été nommée, le 9 mars, déléguée générale de la fédération des services énergie environnement (Fedene).

Le président d’Eurogas, Klaus Schäfer a adressé le 12 avril une lettre à Michel Barnier, négociateur en chef du groupe de travail pour la préparation et la conduite des négociations avec le Royaume-Uni au titre de l’article 50 du traité sur l’Union européenne, à Guy Verhofstadt, représentant du Parlement européen pour le Brexit, ainsi qu’au représentant permanent du Royaume-Uni auprès de l’UE. Cette lettre souligne les bénéfices mutuels du marché intérieur du gaz pour le Royaume-Uni et l’UE. Eurogas souhaite que Michel Barnier donne une impulsion claire au Royaume-Uni pour maintenir les règles existantes ou pour au moins éviter les perturbations du marché. Eurogas milite pour l’élaboration d’un cadre de gouvernance approprié qui permettra de poursuivre les avantages découlant d’un marché commun du gaz au Royaume-Uni et dans l’UE.

Thierry Trouvé a été reconduit, le 21 avril, dans son poste de directeur général de GRTgaz pour un second mandat de quatre ans.

VULGARISER POUR MIEUX COMPRENDRE

Jean-Claude Girot a été réélu, le 24 mars, à la présidence de l’Association française du gaz naturel pour véhicules (AFGNV) pour un mandat de trois ans.

La Commission européenne a annoncé, le 21 mars, l’accord sur des règles plus claires en matière d’étiquetage de l’efficacité énergétique. Les négociateurs du Parlement européen et du Conseil sont convenus aujourd’hui d’un label révisé d’efficacité énergétique et du cadre réglementaire pertinent. Les étiquettes A +++ à G actuelles pour les produits seront remplacées par des étiquettes A à G, plus claires et plus faciles à utiliser.

DES ÉTATS SOLIDAIRES Les négociateurs du Conseil et du Parlement européens sont parvenus le 27 avril à un accord sur le nouveau règlement concernant la sécurité de l’approvisionnement en gaz, qui vise à prévenir les crises d’approvisionnement. Les nouvelles règles garantissent que les États membres suivent une approche commune, coordonnée à l’échelon régional, pour les mesures concernant la sécurité d’approvisionnement. L’UE sera ainsi en meilleure position pour se préparer aux crises et gérer les pénuries de gaz lorsqu’une crise survient. Pour la première fois, le principe de solidarité s’appliquera. Les États membres devront venir en aide à leurs voisins en cas de crise grave, de façon à ce que les ménages européens ne restent pas sans chauffage.

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INSTITUTIONS ET ENVIRONNEMENT

PANORAMA 2016

Renouvelable et durable : le gaz prend racine Le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et les gestionnaires de réseaux de gaz français GRDF, GRTgaz, le SPEGNN et TIGF ont publié le 22 février dernier leur deuxième édition du Panorama du gaz renouvelable. L’année 2016 a confirmé la belle émergence de la filière biométhane qui, en réduisant de manière significative les rejets de gaz à effet de serre (GES), installe durablement le gaz renouvelable dans le paysage énergétique français. Analyse.

vec une augmentation annuelle d’injection de biométhane dans le réseau flirtant avec les 162 %, la filière française poursuit sa belle ascension commencée en 2015. Si tous les acteurs de la filière française sont unanimes sur le fait que le gaz renouvelable représente l’avenir, sa production ne représente aujourd’hui que 0,05 % de la consommation française, très loin derrière les objectifs ambitieux de 10 % fixés par la loi de transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) à l’horizon 2030. Néanmoins les perspectives intéressantes qui s’ouvrent à la « très jeune filière française » comme la qualifie volontiers Édouard Sauvage, directeur général de GRDF, offre une dynamique de développement et un potentiel important parfaitement intégré dans l’économie circulaire des territoires. Un potentiel indéniable En 2016, l’émergence du biométhane a été confirmée avec la mise en service de neuf nouveaux sites d’injection, soit une augmentation de plus de 50 % par rapport à l’année 2015. Avec quelque 215 gigawattheures (GWh) d’énergie injectés dans les réseaux de gaz naturel, la production de biométhane a quasiment triplé depuis l’année dernière (elle était de 82 GWh en 2015). Les régions Hauts-de-France et Grand-Est cumulent le plus grand nombre d’installations (six pour la première, sept pour la deuxième) et la capacité maximale installée la plus élevée avec respectivement 108 GWh et 82 GWh produits sur une année. La médaille de bronze revient à la Bourgogne-Franche-Comté qui comptabilise deux sites d’injections, à l’instar de beaucoup de régions françaises, mais dont la production annuelle avoisine les 54 GWh. En 2016, la capacité maximale de production de biométhane installée en France était équivalente à environ 410 GWh par an, soit une hausse de près de 50 % en moins d’une année. Au 31 décembre 2016, 241 projets d’injection recensés représentant une capacité max cumulée de 5 000 GWh par an étaient inscrits sur la file d’attente de raccordement. Une vingtaine de sites devraient être en service cette année et près d’une cinquantaine en 2018.

Des évolutions réglementaires nécessaires À objectifs ambitieux, moyens ambitieux : c’est en substance le message délivré par les rédacteurs du panorama qui plaident pour des mesures structurantes, nécessaires au développement de la filière. Édouard Sauvage a fait remarquer que « le coût annuel de production du biométhane est très compétitif car il est nettement inférieur à celui des énergies renouvelables électriques bénéficiant d’une obligation d’achat, de l’ordre de 30 % ». Tous s’accordent sur la nécessité de prolonger la durée du contrat d’achat du gaz renouvelable de quinze à vingt ans, à tarif identique et sur le passage d’un calcul mensuel des capacités d’injection à un calcul annuel, ce qui pourrait permettre d’atteindre les objectifs fixés par la LTECV. Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz, a également évoqué les nouvelles filières de production de gaz renouvelable que sont la pyrogazeification et le power to gas. Il a insisté à son tour sur « la nécessité d’un cadre réglementaire adapté pour accompagner le développement de ces nouvelles technologies », tout en soulignant que « le financement [était] la clé de voûte de la réussite d’une filière ». Laura Icart

2015

15 000 tonnes de GES évitées

2016

40 400 tonnes de GES évitées

2020

750 000 tonnes de GES pourront être évitées o

Gaz d’aujourd’hui • n 2-2017 • 45

INSTITUTIONS ET ENVIRONNEMENT

TERRITOIRE

L’envolée verte : ça gaze en Bretagne ! L’entreprise Vol-V Biomasse, filiale du groupe Vol-V, producteur français indépendant de gaz vert, a inauguré le 10 mars dernier la plus grande unité de production de biométhane du Grand Ouest, à Quimper, dans le Finistère. Cette nouvelle usine pourra traiter jusqu’à 30 000 tonnes de déchets par an. Dans une région à forte dominante agricole, le potentiel du biométhane est important et offre de belles perspectives énergétiques et économiques à la Bretagne. Rencontre.

durant l’inauguration les nombreux atouts offerts par ce territoire qui allie industriels du secteur agroalimentaire, éleveurs mais aussi la volonté de la commune de s’engager dans la transition énergétique, elle dont le système de transport collectif roule déjà au gaz.

ondée en 2009, Vol-V Biomasse initie, développe, finance, construit et exploite des unités d’injection du biométhane dans le réseau de gaz français. Le choix de la Bretagne pour implanter sa première usine de méthanisation est tout sauf dû au hasard. « La Bretagne a toujours eu une approche très proactive dans le domaine des énergies renouvelables qu’elle considère comme une véritable opportunité pour combler sa très forte dépendance énergétique » nous explique Cédric de Saint-Jouan, président du groupe Vol-V et président du think tank France Biométhane. Un potentiel « culturel » En Bretagne peut-être plus qu’ailleurs, l’agriculture est religion et occupe une place prépondérante avec l’agro-industrie dans l’économie régionale. Le potentiel offert par le biométhane est de fait très important, parfaitement tonnes intégré dans une logique d’économie de CO2 par an évitées circulaire et dimensionnée à l’échelle d’un territoire. Quimper a semble-t-il sonné comme une évidence pour Vol-V qui a mis en avant

4 222

46 • Gaz d’aujourd’hui • n 2-2017

Une valorisation locale La centrale de biogaz de Quimper affiche un objectif de production annuelle proche des 2 500 000 mètres cubes, injectés dans le réseau de GRDF et destinés à une consommation locale. Cette production se partage de manière quasi égalitaire entre intrants agricoles, fournis par neuf éleveurs partenaires du projet et substrat fourni par les partenaires industriels locaux, essentiellement issus du secteur de l’agroalimentaire. Elle pourra représenter jusqu’à deux fois le besoin en carburant des bus de Quimper et sera équivalente à la consommation de gaz de 10 % de la population quimpéroise, soit 6 350 personnes. La centrale produira également un résidu, appelé « digestat ». Ainsi, précise Cédric de Saint-Jouan, « les agriculteurs ayant apporté leurs intrants pourront récupérer leur digestat et l’épandre sur leurs terres. Ils économiseront les coûts des engrais, auxquels se substitue le digestat, le coût du transport et celui de l’épandage », ajoutant que le digestat épandu contribue à l’amélioration de la qualité et de la fertilité des sols agricoles. Si Vol-V Biomasse évalue, pour la centrale biogaz de Quimper, un retour sur investissement à dix ans, elle ne compte pas s’arrêter là puisqu’elle a lancé fin 2016 la construction de deux autres centrales de méthanisation en Bretagne. La première, toujours dans le Finistère, sera implantée près des usines de poulet Doux et injectera son gaz dans le réseau haute pression de transport de gaz GRTgaz. La seconde en Ille-et-Vilaine valorisera du gaz en cogénération électricité et chaleur, gaz qui sera acheminé vers des serres agricoles de tomates. Actuellement Vol-V Biomasse développe plusieurs projets en France. Certains sont déjà en construction, d’autres en passe de le devenir. Rien d’étonnant pour cette société qui ambitionne de devenir le premier producteur de biométhane en France avec un objectif de plus de 0,5 TWh en exploitation d’ici 2021. Laura Icart

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BRÈVES BUTANE ET PROPANE

BUTANE ET PROPANE

VAMOS !

BIENVENUE AU GPL

Selon les conclusions d’un sondage mené par l’institut de recherche Sondea pour l’association espagnole du GPL auprès de 2 000 automobilistes, 13,93 % achèteraient un véhicule GPL et 48,17 % équiperaient leur véhicule essence au GPL. 58,67 % d’entre eux pensent que, comparés à d’autres solutions de mobilité, les véhicules GPL sont moins polluants, 44,85 % qu’ils sont davantage respectueux de l’environnement et 41 % qu’ils permettent de réaliser des économies de carburant. En Espagne, les véhicules GPL sont classés dans la catégorie « éco », et ne sont donc pas sujets aux restrictions de circulation lors des pics de pollution.

La ville et l’Eurométropole de Strasbourg affichent, depuis le 5 avril, « Bienvenue au GPL » à l’entrée des parkings publics Parcus. La ville et l’Eurométropole de Strasbourg se sont engagées à mettre en place une ville durable à travers une démarche transversale et globale sur la qualité de l’air. L’Eurométropole de Strasbourg est l’une des collectivités de France à avoir désigné en 2014 un élu en charge de la qualité de l’air et elle s’est engagée dès 2015 dans le projet « ville respirable en cinq ans ». L’affichage de ce panneau « Bienvenue au GPL » a pour objectif de rappeler que tous les véhicules GPL peuvent stationner dans tous les parkings publics souterrains mais aussi de promouvoir la solution alternative GPL auprès des automobilistes.

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

72 %

C’est le nombre d’automobilistes sondés qui sont prêts à rouler au GPL d’après un sondage réalisé par le site caradisiac.com et dont les résultats ont été publiés le 12 avril.

BAROMÈTRE DU GPL DE MARS 2017 Moyenne de mars 2017 1,40 €

LE CARBURANT LE MOINS CHER À LA POMPE :

1,20 €

0,73

0,80 €

€

/ LITRE

1,38 1,24

1,00 €

SP 95 Gazole

GPL

0,73

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

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BUTANE ET PROPANE

MOBILITÉ

Véhicules écologiques : « Nous sommes sur la bonne voie ! » Marc Teyssier d’Orfeuil, président délégué de l’Association des voitures écologiques (AVE), évoque pour Gaz d’aujourd’hui les grands chantiers portés par l’AVE. Quelles sont les grandes missions et le principal message portés par votre association ? Créée il y a dix ans, l’Association des voitures écologiques regroupe aujourd’hui une centaine d’élus locaux et nationaux de toutes tendances politiques. Elle vise à inciter nos concitoyens à préférer des véhicules plus respectueux de l’environnement et de notre santé. Vous avez signé avec l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie, le 24 mars 2016, un partenariat visant à promouvoir auprès des collectivités le disque vert. Qu’attendez-vous de ce partenariat ? Parmi les dossiers historiques portés par l’AVE, le disque vert a été mis en place dès février 2008 par Alain Juppé à Bordeaux. Il offrait alors 1 h 30 de stationnement aux véhicules écologiques GPL, GNV, électriques, hybrides, flexfuel E85, microcitadines ou à ceux utilisés en autopartage dûment identifiés. En 2013, nous avons créé à l’occasion des Rencontres internationales des véhicules écologiques que nous organisons à Alès (Gard) le réseau des villes disque vert : un même disque offre depuis le même avantage dans toutes les collectivités partenaires. Face au constat de l’Ademe de la nécessité de développer un mix énergétique plus équilibré dans les transports et à notre souhait de donner une visibilité nationale au dispositif, nous avons en effet signé une convention avec l’Ademe, afin que l’État apporte sa caution au dispositif. Sur proposition de l’Ademe, il a depuis été intégré au cadre d’actions nationales pour le développement des carburants alternatifs dans le secteur des transports, qui transpose la directive européenne sur le sujet. C’est une belle reconnaissance de la pertinence du dispositif ! Aujourd’hui, nous sommes à 26 villes de toutes tailles et de toutes tendances qui ont opté pour le disque vert et nous espérons que de nombreuses autres suivront… Quels sont les avantages à rouler en voiture GPL ? Pensez-vous que le marché puisse redémarrer avec une fiscalité plus avantageuse ? Rappelons tout d’abord que le GPL bénéficie déjà d’une fiscalité avantageuse : il est proposé aux alentours de 75 centimes d’euro à la pompe aujourd’hui. Il est impor-

tant que chacun de nos concitoyens puisse trouver une solution en fonction de ses besoins de mobilité et de ses capacités financières. Pour tous ceux qui aujourd’hui roulent dans des vieux véhicules diesel, le message qui est relayé c’est l’interdiction pure et simple des centres-villes. Or, les véhicules GPL bénéficient par exemple de la pastille Crit’air n° 1, quelle que soit leur date de mise en circulation. Cela ne change aucunement les habitudes des automobilistes, qui bénéficient d’un réseau de 1 750 stations pour faire le plein et qui peuvent faire 400 km en roulant au GPL… et si besoin utiliser le réservoir d’essence le cas échéant. Bref, le GPL est une alternative économique qui permet une réduction significative des polluants locaux NOx et particules. Nul doute qu’une fiscalité plus avantageuse permettrait de faire redémarrer le marché : les statistiques des ventes en France sont intimement liées aux fluctuations du bonus-malus de ces dernières années. Il nous semble important en ce sens de donner une vision long terme aux industriels. C’est aussi le sens du développement du disque vert, qui correspond à un bonus quotidien pour ceux qui font le choix du véhicule écologique.

Depuis quelques années, on assiste à une évolution des mentalités. Les automobilistes sont-ils prêts selon vous à se tourner vers une mobilité plus propre ? Si les affaires « diesel gate » et les alertes aux particules font en effet clairement évoluer les mentalités, le portefeuille reste nous semble-t-il le meilleur moyen d’orienter les automobilistes vers une mobilité plus propre. Cela dépend donc à notre avis autant du législateur que de la communication envers l’utilisateur final. Nous sommes en bonne voie ! Propos recueillis par Laura Icart

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BUTANE ET PROPANE

INITIATIVES SOLIDAIRES

Parcourir le monde en GPL Parcourir la France, l’Europe et le monde en GPL est un phénomène en vogue depuis quelques mois. En février, ce sont des étudiants qui se sont lancés sur les routes de France et de Navarre au volant d’une voiture GPL afin de promouvoir les solutions alternatives, tout en limitant l’impact du trajet sur l’environnement. En mars, ce fut au tour de deux jeunes entrepreneurs qui vont ainsi traverser l’Europe et le monde pendant plusieurs mois, en roulant au GPL. Rencontres.

réée en 2016 par le Comité français du butane et du propane (CFBP) et le Club des voitures écologiques (CVE), la deuxième édition du Tour des solutions alternatives a eu lieu du 12 au 24 février en France. Inscrit dans le cadre de la plateforme AIM2Flourish, un programme soutenu par les Nations unies, ce tour de France a pour objectif de faire découvrir des initiatives régionales orientées vers le développement durable. Pour le CFBP, « il s’agit de promouvoir le GPL comme alternative aux carburants classiques tout en mettant en avant les atouts pratiques et économiques de la solution ». Une traversée atypique de la France en douze jours et onze étapes où huit étudiants passionnés (cinq membres du Bureau du développement durable de la Toulouse Business School et trois étudiants de 4e année du BDI Sciences Po Strasbourg) vont sensibiliser le public au développement durable et à l’éco-consommation. « Je m’intéresse dans le cadre de mes études aux projets de développement durable, je tente en particulier de sonder les initiatives locales qui ont selon moi un puissant potentiel de révolution des comportements, des mentalités et des politiques en matière d’urgence environnementale. Le projet du Tour des

GPL # CARBURANT ALTERNATIF • 0 particule, pratiquement pas de Nox et - 20 % de CO2 • Crit’air 1, quel que soit l’âge du véhicule • 1 750 stations-service disponibles sur tout le territoire • 500 km d’autonomie + l’autonomie du réservoir essence • Un prix au litre d’environ 0,70 € le litre à la pompe • Un certificat d’immatriculation gratuit ou à 50 % dans 10 régions sur 11 • Un réseau national de professionnels • Un accès dans tous les parkings publics

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solutions alternatives est une opportunité pour mettre en œuvre et participer à la reconnaissance et à la diffusion des initiatives alternatives » a confié à Gaz d’aujourd’hui Marie Morvan, une des participantes. Ils vont parcourir 2 350 kilomètres pour relier Avignon (Vaucluse) à Paris en passant par des grandes métropoles Bordeaux, Marseille ou encore Montpellier mais aussi des petits villages comme le Mas-d’Azil, en Ariège.

Youth ID, un projet fédérateur et intergénérationnel Youth ID est un projet créé par deux étudiants, Yanis et Jim, ayant pour vocation de mettre en lumière la jeunesse et plus précisément sa capacité d’adaptation et d’innovation. L’objectif de ces jeunes : faire des rencontres inspirantes, « convaincre les décideurs que la jeunesse aux côtés de pairs expérimentés est une solution efficace et durable ». Au volant de leur voiture GPL, Yanis et Jim ont déjà traversé la France en avril, en faisant étape à Toulouse, à Paris et à Rennes. À la fin du mois, ils ont pris la route du Maroc avant de faire escale en Israël. Ils iront ensuite en Jordanie, en Suisse, en Belgique et aux Pays-Bas.

BUTANE ET PROPANE

L’équipage 2017 du Tour de France des solutions alternatives. Le GPL # un dénominateur commun Le GPL est le carburant alternatif le plus utilisé dans le monde. Soutenir ce genre d’initiatives fait sens pour le CFBP qui rappelle que « le GPL est un allié de la transition énergétique et que son succès dans le monde démontre sa pertinence et son fort potentiel». Le CFBP espère d’ail-

leurs que « grâce au soutien durable et visible des pouvoirs publics, le GPL pourra émerger comme un élément clé du portefeuille énergétique combinant des bénéfices environnementaux, socio-économiques et de santé publique importants ». L. I.

LES PROPOSITIONS DU CFBP POUR LE PROCHAIN QUINQUENNAT POUR LE DÉVELOPPEMENT DU GPL COMME CARBURANT 1

M aintenir l’écart de fiscalité entre le GPL carburant et l’E10 pour inciter les automobilistes à utiliser des carburants alternatifs.

M ettre en place des programmes de conversion au GPL des véhicules essence pour les particuliers et flottes de véhicules publiques et privées.

M ettre en place une aide financière à l’achat et à la conversion des véhicules essence en GPL de 300 euros.

L ever les messages anxiogènes relatifs à la sécurité en demandant aux collectivités territoriales compétentes en matière de stationnement de faire retirer les panneaux « Interdit du GPL » qui subsistent encore dans certains parkings publics, alors que ceux-ci n’ont plus lieu d’être depuis 2006.

C ommuniquer sur l’ensemble des solutions de mobilité propres pour informer le citoyen sur les différentes alternatives disponibles en fonction de leurs moyens financiers et besoins de mobilité.

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BRÈVES VIE DE L’AFG

VIE DE L’AFG

CAP SUR LE CONGRÈS DU GAZ ! INSCRIPTIONS OUVERTES Organisé tous les deux ans par l’AFG, le Congrès du gaz se tiendra les 19 et 20 septembre prochains au Palais des congrès, porte Maillot, à Paris. Ce rendez-vous phare pour l’industrie du gaz s’inscrit en parallèle d’Expogaz, le salon international de l’industrie du gaz qui se déroulera les 19, 20 et 21 septembre 2017. Véritable plateforme d’échanges, le Congrès du gaz a pour objectif de fédérer quelque 800 professionnels issus d’horizons variés. Autant d’experts qui participeront à des tables rondes, des ateliers, des débats d’actualité afin d’échanger sur les défis de l’industrie gazière.

Témoin d’un contexte d’évolutions radicales du secteur énergétique mondial, Jérôme Ferrier, président de l’AFG et président d’honneur de l’Union internationale du gaz, déclare : « L’amplification de la prise de conscience autour des atouts du gaz doit se poursuivre : il a été l’objet d’échanges fructueux et décisifs avec les pouvoirs publics français et européens. Il commence à être considéré non pas uniquement comme une énergie de transition mais aussi comme une énergie de destination. Autant de signaux forts qui poussent l’Association française du gaz à réunir les spécialistes énergétiques français et internationaux à la recherche de solutions gazières au service d’une économie plus sobre en carbone. » « Quel bilan deux ans après la COP 21 ? », « Quelles perspectives pour le GNL carburant maritime et fluvial ? », « Quelle réglementation énergétique pour demain ? » sont quelques-uns des thèmes qui seront abordés lors de ce grand rendez-vous. Parallèlement au Congrès du gaz se tiendra Expogaz, le salon de l’industrie du gaz dédié à l’ensemble des acteurs de la filière gazière. Ce salon professionnel permettra aux fournisseurs, exploitants, distributeurs mais aussi prestataires de service de rencontrer tous les acteurs de la chaîne gazière et découvrir les offres, les services et les innovations clés.

LA NOUVELLE STAR L’Union internationale du gaz (UIG) a publié le 14 avril un rapport sur la situation mondiale du GNL en 2016. Ce document souligne entre autres le dynamisme de la filière en 2016 avec une croissance significative des projets d’approvisionnement en GNL, ainsi que l’augmentation de la demande en GNL carburant. Début avril, l’UIG a interpellé les gouvernements du G20 afin qu’ils fassent de la réduction des niveaux d’émissions maritimes une de leurs priorités, en arguant le rôle majeur que pourrait jouer le GNL pour rendre le transport maritime plus propre.

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VIE DE L’AFG

PLATEFORME GNL

Voguez durable ! L’Association française du gaz (AFG) et les acteurs de la filière ont lancé officiellement en avril une plateforme dédiée au gaz naturel liquéfié (GNL) comme carburant maritime et fluvial. Rassemblant l’ensemble des parties prenantes - armateurs, fournisseurs d’énergie, opérateurs, équipementiers et ingéniéristes -, ce groupement interprofessionnel aura pour mission de promouvoir le développement de l’usage du GNL carburant maritime et fluvial et le déploiement des installations de soutage en France. Focus. dédiée au GNL carburant prend tout son sens pour l’AFG et ses partenaires, comme le souligne Jérôme Ferrier, président de l’AFG : « La création de cette plateforme interprofessionnelle dédiée à la promotion de l’utilisation du GNL carburant aidera au lancement d’une nouvelle dynamique industrielle et logistique en France. » La plateforme assurera l’animation de la filière, aidera au montage des projets, à l’obtention de leurs financements et participera à l’élaboration des règles professionnelles. Elle veillera également à mettre en place les conditions favorables à une meilleure compétitivité du GNL. Nomination © HAROPA-PORT DU HAVRE.

Branchement d’alimentation en GNL du navire Aida Prima, port du Havre.

n ce début de XXIe siècle, l’empreinte environnementale du transport maritime et fluvial est une préoccupation majeure, partagée au niveau planétaire. Ainsi, sous l’égide de l’Organisation maritime internationale (OMI) et de l’Union européenne, la réglementation sur les émissions atmosphériques devient de plus en plus exigeante. Depuis plusieurs années, l’AFG milite pour la reconnaissance et l’usage du GNL comme carburant maritime et fluvial. L’association voit dans le GNL « le plus propre des carburants marins ou fluviaux existants permettant d’éliminer la quasi-totalité des SOx (oxydes de soufre) et des particules fines, de réduire de 85 à 90 % les NOx (oxydes d’azote) et de réduire jusqu’à – 25 % les émissions de CO2 », soit une réponse adaptée pour « décarboner » mers et fleuves. Dans son scénario prospectif publié en septembre dernier, l’AFG fait apparaître des besoins en GNL carburant dès 2020 pour les ports maritimes et dès 2025 pour les ports intérieurs. Le GNL pourrait occuper, à l’horizon 2030, entre 20 et 70 % du marché actuel des soutes en France et représenterait un volume de 10,5 TWh en 2030 en lien avec la conversion du trafic mondial. Dans un contexte favorable à l’émergence de modes de transport plus durables, le lancement d’une plateforme

Nicolas Soulié a été nommé le 19 avril directeur de la plateforme GNL. Avec plus de quinze ans d’expérience dans le secteur du gaz naturel, il y a occupé différents postes : chez Schlumberger en Norvège en tant qu’ingénieur pro© DR jet dans les activités d’exploration marine, chez Gaz de France en tant qu’ingénieur économiste et approvisionneur en gaz naturel liquéfié et gazeux, chez BNP Paribas en tant que chargé d’affaires en financement de projets pétrole et gaz. Il est diplômé de Grenoble INP, de l’IFP School et de l’Insead. L.I.

PLATEFORME GNL Membres fondateurs AFG, Dunkerque LNG, Engie, Gas Natural Fenosa, Grand port maritime de Dunkerque, GTT, Total Marine Fuels Global Solutions. Membres associés Armateurs de France, Brittany Ferries, BP2S, Bureau Veritas, Chart Ferox, Cluster maritime, Comité des armateurs fluviaux, Compagnie fluviale de transport, Compagnie du Ponant, CMA-CGM, DNV-GL, Elengy, Evolen, Gazocéan, Gican, Haropa, Sofresid Engineering, Union des ports de France, Voies navigables de France.

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VIE DE L’AFG

ÉLECTIONS PRÉSIDENTIELLES 2017

Paroles de candidats L’AFG a fait parvenir aux principaux candidats à l’élection présidentielle un questionnaire sur le positionnement de chacun dans le domaine énergétique et particulièrement sur les enjeux importants pour le secteur gazier. Gaz d’aujourd’hui publie les ambitions et les promesses des deux candidats encore en lice quand nous bouclons ce numéro pour devenir le huitième président de la Ve République.

Marine Le Pen

Candidate du Front national

Créerez-vous un fonds de garantie à investissement en matière de biogaz ? Encore peu connu du grand public, le biogaz ou plus exactement le biométhane, me paraît représenter de nombreux avantages, en particulier pour un grand pays agricole comme la France : abondance et diversité des zones de production possibles, optimisation des déchets, création d’emplois non délocalisables, evenus complémentaires pour nos agriculteurs, etc. C’est pourquoi je me suis engagée à faire du biogaz une de nos priorités en matière d’énergies renouvelables (engagement 133 de mon projet présidentiel), suivant la célèbre maxime de Richelieu qui estimait que « la politique consiste à rendre possible ce qui est nécessaire ». La création d’un fonds de garantie peut faire partie des solutions mais je crois qu’il convient avant tout d’assurer un prix de rachat du biogaz garanti pendant quelques années, comme cela a été fait pour le solaire et l’éolien. Les raccordements au réseau des centrales de biogaz doivent être facilités. Les financements pour les projets de biogaz comme pour toute l’économie réelle seront beaucoup plus simples qu’aujourd’hui : la Banque de France mettra en place des coefficients de réserves obligatoires pour les banques, permettant de déplacer les prêts, de l’économie de spéculation vers l’économie réelle et les PME.

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Si vous êtes élue, quelle sera votre politique de développement des énergies alternatives dans les transports et notamment quel signal fiscal mettrez-vous en place pour le développement du gaz carburant ? De nombreux projets de production de biométhane ne voient pas le jour car, soit trop loin soit trop petits, ils ne peuvent injecter dans le réseau. Il conviendrait donc d’élargir le tarif du biométhane injecté au biométhane non injecté afin de le transporter sous forme liquide pour l’utiliser justement comme carburant. Le biogaz doit principalement remplacer les importations de gaz destinées aux chaudières. Il y a aussi un fort potentiel à développer dans le transport maritime et fluvial pour l’utilisation du carburant gaz, en s’appuyant par exemple sur les chantiers STX, déjà en pointe dans la construction de navires au gaz. Concernant la mobilité sur route, les transports électriques et à hydrogène (par électrolyse de l’eau avec de l’électricité venant de nos centrales nucléaires ou des EnR) sont l’avenir. L’Etat stratège doit tout faire pour que leur coût s’aligne sur celui des technologies essence et diesel. Quelle impulsion donnerez-vous en matière d’innovation dans le secteur gazier ? La France est un grand pays de scientifiques et d’ingénieurs. Il faut soutenir nos entreprises innovantes dans tous les secteurs, en particulier dans le secteur gazier. Voilà pourquoi je souhaite créer un fonds souverain pour encourager la R&D. Le budget de la recherche publique sera par ailleurs augmenté de 0,3 % du PIB soit 6 milliards d’euros. Faire de la France une terre d’innovation est notre engagement 51. L’État stratège soutiendra toutes les innovations et les développements de la filière gaz qui sont utiles à la France et aux Français, qui sont dans l’intérêt général.

VIE DE L’AFG

Emmanuel Macron Candidat d’En Marche

Créerez-vous un fonds de garantie à investissements en matière de biogaz ? Notre politique énergétique aura comme priorité la réduction de la consommation d’énergies fossiles et la diversification du mix électrique, ce qui passe en premier lieu par l’efficacité énergétique dans les bâtiments et les procédés industriels, mais également par le développement des énergies renouvelables et notamment du biogaz, qui se substitue aux importations de gaz et présente un triple avantage en matière d’environnement, d’indépendance énergétique et d’emploi local. Pour favoriser le développement du biogaz, nous donnerons de la visibilité aux investisseurs en publiant en début de mandat le calendrier précis de tous les appels d’offres. Pour donner de la stabilité, nous maintiendrons les aides existantes au biogaz et doublerons le fonds chaleur. Enfin, nous simplifierons certaines procédures pour raccourcir le temps de développement des projets, en facilitant par exemple l’utilisation comme engrais des résidus de méthanisation. Si l’ensemble de ces mesures s’avère insuffisant, un fonds de garantie pourra être envisagé, mais en gardant comme objectif qu’il mobilise en majorité des financements et des acteurs privés, comme c’est le cas de la plupart des fonds de garantie. Quelle sera votre politique de développement des énergies alternatives dans les transports ? En matière de transport, nous avons fixé comme objectif de long terme de n’avoir plus, en 2040, aucune vente de véhicule thermique. Pour y parvenir nous maintiendrons le bonus-malus à l’achat d’un véhicule neuf et mettrons en place une prime à la conversion temporaire de 1 000 euros pour l’achat d’un véhicule récent en substitution d’un véhicule âgé. Ces mesures, couplées à la hausse progressive de la taxe carbone et au durcissement progressif des normes au niveau européen, faciliteront le dévelop-

pement des énergies alternatives dans les transports, qu’il s’agisse de l’électricité, du gaz ou de l’hydrogène. Notre conviction est que le biogaz ou l’hydrogène ont un rôle important à jouer pour les véhicules lourds et les navires, c’est-à-dire les véhicules où les moteurs électriques n’offrent pas aujourd’hui la puissance ou l’autonomie nécessaires. Quelle impulsion donnerez-vous en matière d’innovation dans le secteur gazier ? Le monde de l’énergie vit depuis une dizaine d’années une transformation profonde. La convergence énergienumérique, le développement rapide des énergies renouvelables décentralisées et la prise de conscience climatique génèrent des évolutions techno© CLAUDE TRUONG logiques qui transforment notre système électrique et gazier. Dans ce mouvement d’innovation, il appartient en premier lieu aux acteurs privés de mener leurs propres efforts de R&D et à l’État de soutenir ces efforts de manière ciblée grâce aux aides à l’investissement comme le programme d’investissements d’avenir (PIA). Cette complémentarité a permis par exemple la généralisation en une décennie des chaudières à condensation, le déploiement des compteurs intelligents, l’émergence de la méthanisation. De nombreuses innovations sont encore à venir, notamment dans le stockage d’énergie et la conversion d’électricité en gaz, c’est la raison pour laquelle le stockage de l’énergie figurera parmi les priorités de R&D du prochain quinquennat, en coordination étroite avec nos partenaires européens et en particulier allemands, de manière à faire émerger si possible un leader européen du stockage face aux concurrents américains et asiatiques. L.I

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VIE DE L’AFG

CONVENTION DE L’AFG

Bilan et perspectives gazières Mercredi 23 mars s’est tenue la traditionnelle convention de l’AFG « Bilan et perspectives gazières ». Du bilan de l’approvisionnement de la France à l’issue de l’hiver écoulé et qui a suscité bien des remous, notamment dans le Sud-Est, à la grande question posée du financement de projets énergétiques pour répondre demain aux enjeux de la transition énergétique, cette matinée de débats fut l’occasion de faire l’inventaire de l’année écoulée et de dresser perspectives et enjeux pour le secteur gazier dans les mois à venir. Décryptage.

Jérôme Ferrier, président de l’AFG, a ouvert cette convention en rappelant à tous la prise de conscience, en 2016, par les grands acteurs économiques et politiques du rôle que le gaz naturel serait appelé à jouer dans la transition énergétique et dans la lutte contre la pollution dans nos grandes villes, matérialisée il y a quelques mois au sommet de Pékin à Hangzhou. Il a ensuite présenté les différentes actions menées par l’AFG en 2016, avec la publication en septembre dernier de son livre blanc destiné à « interpeller les équipes de campagne, les médias, les pouvoirs publics », même si selon le président de l’AFG « l’énergie n’a pas été un thème de campagne dans aucune de ses composantes ». En octobre 2016, le scénario AFG 2030 a également dégagé une série de perspectives en termes d’usages pour le gaz. Jérôme Ferrier est revenu sur la hausse de la consommation de gaz en 2016, une tendance qui devrait se poursuivre en 2017 et qui est principalement due à une période de froids ayant nécessité le démarrage de toutes les centrales à cycle combiné gaz (CCCG). Jérôme Ferrier a précisé que « la contribution du gaz à la matrice électrique d’ordinaire modeste aux alentours de 5 % » avait atteint sur cette période (du 7 au 26 janvier 2017 environ) « un record de 13 % ». Le président de l’AFG a été formel : « Pour régler le problème de l’intermittence des EnR électriques, seules les centrales à gaz sont en mesure d’apporter une réponse satisfaisante. » À l’horizon 2020-2025, entre génération électrique et cogénération, Jérôme Ferrier a tablé sur « une reprise significative de la consommation de gaz ». Il a également évoqué la percée significative du gaz dans la mobilité terrestre mais aussi maritime où le président de l’AFG a annoncé la création d’une plateforme (voir notre article p. 53) dédiée au GNL comme carburant maritime et fluvial. En conclusion, Jérôme Ferrier a noté deux défis importants à relever pour l’industrie gazière : améliorer l’image du gaz en amenant plus de pédagogie mais également être en mesure de répondre de manière transparente et au niveau mondial à la question des fuites de méthane. Un sujet sur lequel l’Union internationale du gaz est mobilisée.

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Table ronde 1

Bilan de l’approvisionnement de la France à l’issue de l’hiver 20162017 La première table ronde de cette matinée gazière est revenue sur les principaux faits marquants survenus pendant l’hiver et particulièrement la congestion dans le Sud-Est, dressant un premier bilan de l’approvisionnement en gaz. Olivier Aubert, directeur de l’offre à GRTgaz, Claude Conrard, président de la commission pétrole et gaz de l’Uniden, Bertrand Fauchet, directeur général adjoint chez Storengy, Jean-Loup Minebois, directeur développement et commerce à TIGF et Fabrice Noilhan, Senior Executive Vice President Gas Chief à EDF ont participé à cette table ronde, animée par Georges Bouchard, délégué général de l’AFG. En préambule, Georges Bouchard a tenu à rappeler que l’épisode particulier de cet hiver et le service rendu par les CCCG « a marqué l’interaction entre le système électrique et gazier ». Que s’est-il passé cet hiver ? Olivier Aubert, premier intervenant de la matinée, a dressé un panorama complet des principaux faits survenus cet hiver et qui ont amené notamment à une situation de congestion dans le Sud-Est. Le directeur de l’offre à GRTgaz a notamment souligné que l’hiver « avait été rigoureux sans être exceptionnel ». Exceptionnel en revanche est le niveau d’électricité produite à partir de gaz naturel, un record dans l’industrie du gaz puisque « ce sont environ 33 TWh d’électricité qui ont été produites dans les turbines à combustion, dans les CCCG et dans les centrales de cogénération ». Sur les cycles combinés spécifiquement, la consommation de gaz pour produire de l’électricité a plus que doublé. Une situation loin d’être étonnante puisque de novembre à février, la France a consommé 48 TWh de plus que l’année dernière à cette même période.

VIE DE L’AFG

Première table ronde. Au niveau des infrastructures Du côté des infrastructures, très sollicitées cet hiver, « à la limite de leur capacité d’ailleurs » a noté Olivier Aubert, ont été particulièrement concernées les stations de compression situées dans le Sud de la France. Ces stations, utilisées à la pointe pour acheminer du gaz du nord de la France vers Lyon et ensuite de Lyon vers Marseille ont très bien fonctionné et c’est un réel motif de satisfaction pour GRTgaz qui a recouru à l’ensemble de son parc disponible dans « une zone historiquement fragile pour son approvisionnement en gaz ». L’absence du GNL a-t-il fait grimper les prix ? La quasi-absence de GNL à Fos en décembre et en janvier a mis en évidence les contraintes du réseau dans la région Sud-Est, couplée à une hausse accrue de la consommation (+ 20 % dans la Trading Region South dit « TRS »), a « tendu » considérablement le réseau. Cette tension s’est traduite notamment par une hausse des prix au sud alors qu’ils n’ont pas bougé sur le PEG nord, régulièrement alimenté en gaz, avec des prix parfaitement comparables aux marchés du nord de l’Europe où le gaz est abondant. Un différentiel de prix entre le sud et le nord qui a atteint jusqu’à 20 euros par MWh. GRTgaz : lanceur d’alerte Dès le 6 janvier, GRTgaz a lancé un certain nombre d’alertes. Elles ont été entendues par les expéditeurs puisque des navires supplémentaires sont arrivés à Fos vingt à trente jours après. Des alertes nécessaires au vu du soutirage précoce dans les stockages de Storengy et de TIGF, historiquement bas, « un choix laissé à l’appréciation des expéditeurs » mais qui interroge, selon Olivier Aubert, tant « cette zone du Sud-Est est dite fragile ». Une réunion a d’ailleurs eu lieu le 30 mars entre la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et les expéditeurs. Pour Olivier Aubert, la solution consiste-

rait à « introduire une dose sans doute accrue de mécanisme de marché pour attirer du gaz marginalement plus cher dans le système que les expéditeurs n’ont pas intérêt à amener mais pour lequel le besoin collectif demeure ». Des stockages mobilisés Bertrand Fauchet, directeur général adjoint de Storengy, a insisté sur la mobilisation de l’ensemble des infrastructures de stockage pour répondre aux problématiques rencontrées cet hiver et a fait un rapide point sur les stocks. Au mois de janvier, le niveau de gaz dans les stockages en aquifères est le plus bas observé depuis ces cinq dernières années (proche des 17 %), même s’il a bénéficié d’un redoux au mois de février. Celui en stock dans les cavités salines se maintient à hauteur de 39 %, conséquence de forts soutirages des clients de Storengy dès le début de cet hiver — un record de stock bas pour le mois de janvier. Le phénomène selon Bertrand Fauchet a été observé sur l’ensemble de l’Europe. Comment remédier à cette situation ? Bertrand Fauchet a évoqué deux solutions. La première concerne le dimensionnement du système. Il relève qu’au vu des obligations de stockage qui pèsent aujourd’hui sur les expéditeurs de l’ordre de 1 800 GW par jour, un grand doute subsiste sur l’équilibre du système. Il définit deux axes de travail : si les CCCG n’ont pas été interrompues, c’est qu’elles sont considérées comme nécessaires pour venir équilibrer le système électrique. Si tel est le cas, Bertrand Fauchet demande à ce « qu’elles soient prises en compte dans le dimensionnement du système du gaz, or aujourd’hui ce n’est pas le cas puisqu’une CCCG n’a pas d’obligations ». La deuxième solution passe par « la reconnaissance des stockages, de la valeur du stockage ». Une valeur qui aujourd’hui n’est pas reconnue. À plus long terme, il milite pour « la reconnaissance du service que le stockage

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VIE DE L’AFG

rend au réseau de transport ». Enfin, le directeur général adjoint de Storengy a insisté « sur la nécessité de remplir les stockages », aujourd’hui très partiellement complets et de « contraindre les expéditeurs à respecter leurs obligations ». Zoom ciblé sur l’activité clé de TIGF : les interconnexions ibériques Jean-Loup Minebois a fait un point sur les interconnexions ibériques avec des flux observés nord/sud-sud/ nord sur l’artère Lacal (165 GWh par jour) et l’artère de l’Adour (60 GWh par jour) sur une période allant du 6 au 26 janvier. Le directeur développement et commerce de TIGF a précisé que si « la consommation de la zone a augmenté, les flux vers l’Espagne et vers GRTgaz ont été couverts en totalité par le soutirage des stockages TIGF ». Des stockages qui ont été soutirés de 330 GWh par jour. Il a souligné d’ailleurs que « l’Espagne ne contribue pas à la congestion ». À l’instar de Bertrand Fauchet, Jean-Loup Minebois a reconnu que « seul un dispositif conduisant au remplissage des stockages maintiendra l’équilibre du réseau ». Du nouveau sur Step ? Le projet « Step », une canalisation de 120 km entre la France et l’Espagne, est actuellement en phase d’étude. Un groupe de haut niveau (régulateur, ministère, opérateur, marchés) travaille sur une étude de coûts-bénéfices. Sa mise en service est prévue en 2023. Jean-Loup Minebois a précisé que les résultats de l’étude permettront de savoir si ce projet peut prétendre à un statut de projet d’intérêt commun. EDF : des fournisseurs attentifs Fabrice Noilhan, Senior Executive Vice President Gas chez EDF, est revenu sur le changement très brutal survenu au mois de décembre sur le marché du GNL, avec une forte hausse de la demande en Asie, qui a entraîné une flambée des prix du GNL (6 à 9 euros du MWh) et un détournement des navires. Une situation tendue qui explique le déstockage anticipé. Fabrice Noilhan est ensuite revenu sur la très grande sollicitation cet hiver des CCCG (8 GW d’électricité produite à partir de CCCG et 3 GW pour les cogénérations), précisant que « les CCCG sont importantes pour l’équilibre du système mais aussi parce que l’arbitrage économique actuel rend intéressant de les faire fonctionner ». Il a noté également une très bonne coopération entre les gestionnaires d’infrastructures, émettant cependant de sérieuses réserves sur la réglementation actuelle qui donne peu de moyens d’agir sur le système. Quel point de vue du côté des consommateurs ? Claude Conrard, président de la commission pétrole et gaz de l’Union des industries utilisatrices d’énergie (Uniden) a conclu cette table ronde en évoquant la situation ressentie par les consommateurs de gaz cet hiver, particulièrement dans la zone sud-est où les prix ont augmenté. « Une pointe inédite du spread nord-sud à 22 euros le MWh a été observée le 26 janvier. » La réaction forte des pouvoirs pu-

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blics qui se sont mobilisés à la mi-janvier, suite aux alertes de GRTgaz, combinée à la baisse du prix GNL en Asie fin janvier ont permis une baisse des prix début février. Claude Conrard a incité les acteurs gaziers à tout faire pour assurer un hiver 2017-2018 « plus normal ».

Intervention de Dominique Jamme, directeur des réseaux à la CRE Dominique Jamme a dressé un premier bilan de l’année 2016 et fait le point sur les différents travaux qui ont occupé la CRE. Au niveau du marché de détail et des tarifs réglementés de vente de gaz : au 31 décembre 2016, 86 % de la consommation est en offre de marché, dont 55 % auprès d’un fournisseur alternatif et 50 % des sites sont en offre de marché, dont 24 % auprès d’un fournisseur alternatif. Au quatrième trimestre 2016, 246 000 sites sont passés en offre de marché. Dominique Jamme a précisé que si la fin des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRV) pour les entreprises et les copropriétés grosses et moyennes s’est très bien passée, une difficulté est apparue pour les clients dormants ne souhaitant pas souscrire un nouveau contrat. Au niveau des tarifs de réseau, le tarif ATRD5 de GRDF est entré en vigueur au 1er juillet 2016 : le cadre de régulation a introduit de nouvelles incitations à la performance concernant les investissements de GRDF, le développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz et les dépenses de R&D. La CRE a indiqué que si le tarif ATRT6 a baissé au 1er avril, du fait principalement de la baisse du coût du capital, il devrait augmenter modérément les années suivantes, principalement en raison des coûts associés à la création de la zone unique. Selon la CRE, le tarif ATRT6 va permettre de renforcer les incitations à la performance et donnera aux gestionnaires de réseaux de transport (GRT) les moyens de prendre part à la transition énergétique via les projets « GRTgaz 2020 » et « recherche et innovation » de TIGF. Et au niveau des tarifs des terminaux méthaniers : les tarifs ATTM5, applicables aux terminaux méthaniers régulés de Montoir, Fos-Tonkin et Fos-Cavaou s’appliquent depuis le 1er avril. Les tarifs ATTM5 présentent des baisses significatives par rapport aux tarifs ATTM4 : - 6,5 % pour Montoir, - 18,2 % pour Fos-Tonkin et - 18,6 % pour Fos-Cavaou. Dominique Jamme a présenté ensuite le bilan de l’équilibrage, qu’il juge satisfaisant. Pour rappel, depuis le 1er octobre 2015, le système d’équilibrage français est conforme à la cible « 100 % marché » définie par le code de réseau européen. Le bilan, après dix-huit mois, est satisfaisant. La CRE a publié le 3 février son dixième rapport sur le respect du code de bonne conduite et d’indépendance (RCBCI). La CRE a demandé aux gestionnaires de réseaux de poursuivre leurs efforts en matière d’interdépendance, notamment entre Engie et ses deux filiales GRTgaz et GRDF, en matière de communication, mais également dans la confusion des marques. Dans la lignée de la première table ronde, Dominique Jamme est revenu sur la situation de cet hiver 2016-2017. La CRE précise

VIE DE L’AFG

Seconde table ronde. que les arrivées massives de GNL en février et mars ont permis d’équilibrer le bilan gazier de la zone sud. L’écart de prix entre le sud et le nord s’est réduit et est actuellement, selon le régulateur, voisin de zéro. Dominique Jamme a souligné qu’à compter du 1er novembre 2018, il y aura un seul prix du gaz en France : les écarts considérables observés cet hiver ne pourront donc pas se reproduire. Dominique Jamme a ensuite présenté les grands chantiers du régulateur en 2017. À commencer par la conversion de la zone B : les opérateurs d’infrastructures concernés par la conversion ont présenté au gouvernement le 23 septembre 2016 un plan de conversion en gaz H de la zone de gaz B. La conversion sera réalisée par secteur de consommation en commençant par l’extrémité ouest du réseau. Le compteur intelligent Gazpar : le projet de compteur évolué Gazpar remplacera d’ici 2022 l’ensemble des compteurs installés chez les 11 millions de consommateurs résidentiels et petits professionnels desservis par GRDF. Le lancement du déploiement industriel est prévu pour le 1er mai 2017. Selon la CRE, les nouveaux tarifs de réseaux donnent aux GRT et à GRDF les moyens nécessaires pour répondre aux enjeux de la transition énergétique et prendre en compte les mutations du marché du gaz.

Table ronde 2

Comment financer les projets énergétiques de demain ? La seconde table ronde a été l’occasion d’évoquer le nerf de la guerre, à savoir : de quelle manière pouvons-nous aujourd’hui mais surtout demain financer des projets énergétiques allant vers plus de transition énergétique ?

Gautier Chatelus, directeur et responsable financements innovants à la Caisse des dépôts (CDP), Gilles Durand, délégué général à l’AFGNV, Cédric de Saint-Jouan, président de France Biométhane, Florence Lievyn, déléguée générale chez Coénove ont participé à cette table ronde, animée par Madeleine Lafon, directrice des affaires publiques et de la communication de l’AFG. Cédric de Saint-Jouan est revenu sur le bilan de son entreprise Vol-V qui en quelques années a identifié une vingtaine de projets d’unités de biométhane. Deux sont actuellement en fonctionnement dans la Somme et plus récemment à Quimper (voir notre article p. 46). Cinq projets sont en construction et neuf validés mais en recherche de financement. « L’objectif de Vol-V est de déposer trois à quatre projets par an, pour atteindre une vingtaine de projets en 2020, représentant un potentiel de 0,5 TW », soit 10 à 15 % du marché du biométhane en France. Conscient que « la société n’avait pas complètement intégré le biométhane, contrairement à l’éolien ou au solaire », l’entrepreneur a fondé il y a tout juste un an France Biométhane, dont le but est de promouvoir et vulgariser le biométhane auprès du grand public. Une initiative bien accueillie par le public et les journalistes. Le principal obstacle de la filière selon Cédric de Saint-Jouan est le financement, ce qui est facilement explicable selon lui par la nature même des projets, souvent longs et complexes, à la croisée entre plusieurs réglementations (agricoles, industrielles…). Il a rappelé que la France bénéficiait d’un soutien important pour développer le biométhane avec la mise en place du tarif d’obligation d’achat, les subventions octroyées par l’Ademe et l’obligation faite aux producteurs de trier leurs matières organiques pour qu’elles soient méthanisées ou compostées. Il a évoqué également le soutien des industriels qui incitent leurs transporteurs à utiliser du GNV.

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Quelles sont les solutions pour lever les freins du financement ? Pour Cédric de Saint-Jouan, il est « indispensable que les pouvoirs publics prennent conscience du potentiel et des enjeux industriels du biométhane au-delà de la sphère agricole ». Le premier signal fort donné aux financiers a d’ailleurs été l’augmentation du tarif d’achat de l’électricité produite à partir du biogaz de 10 à 15 %. Cette revalorisation montre le soutien de l’état la méthanisation. « La pierre angulaire du système c’est le tarif d’obligation d’achat qui assure une visibilité et une stabilité. Il est donc primordial de conserver ce tarif d’achat à quinze ans et de le prolonger à vingt ans » a-t-il conclu tout en évoquant des pistes secondaires comme celle de permettre « une valorisation du gaz porté ». La seule solution selon le président de France Biométane pour rendre la filière attrayante. Et du côté de la mobilité terrestre ? Gilles Durand a souligné dès le début de sa prise de parole, en écho à l’intervention de Cédric de Saint-Jouan, l’importance du biométhane pour la filière que son association en le qualifiant de « condition d’avenir ». Il a également précisé que le biométhane devait être produit en quantité suffisamment importante pour pouvoir tenir la promesse faite aux pouvoirs publics et aux acteurs du transport de la mobilité terrestre (voir Gaz d’aujourd’hui n° 1-2017 consacré à la mobilité terrestre). Le secrétaire général de l’Association française du GNV, énergie qui enregistre une forte croissance depuis quatre ans, revient sur le dynamisme de la filière GNV en France, avec en moyenne une station ouverte par mois en 2016 et une cinquantaine prévues en 2017. « Fin 2017, avec 125 points d’avitaillement publics, la France sera dotée du plus important réseau de stations GNV et bioGNV pour poids lourds d’Europe », a souligné Gilles Durand. Après avoir dressé un panorama des différents modèles utilisés par les membres de son association pour construire des stations, qu’il s’agisse de gaziers, de pétroliers, de transporteurs ou des collectivités territoriales, Gilles Durand a insisté sur la nécessité d’obtenir des financements sur la demande. Il a appelé à ce que l’aide à l’investissement sur le financement des véhicules gaz soit maintenue dans le temps, espérant également obtenir une aide de l’Ademe « pour atténuer le risque que prennent les transporteurs lorsqu’ils achètent un camion gaz ». Quelle place pour les projets énergétiques à la Caisse des dépôts ? Gautier Chatelus a affiché la politique très volontariste de la CDC dans la transition énergétique. L’objectif de la CDC est que le projet énergétique ait du sens d’un point de vue de l’intérêt général mais aussi qu’il soit rentable. « Les unités petites et décentralisées sont difficiles à entrevoir pour nous parce que le rapport coût-temps n’y est pas. La filière notamment du transport se développe petit à petit, de grands groupes investissent notamment dans la mobilité, des camions GNV arrivent sur le marché. On est

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encore dans une phase où les stations-service ne sont pas rentables même si la volonté est là. À la Caisse des dépôts nous avons étudié différentes opportunités pour construire une approche cohérente et dimensionnée aux potentiels du marché et au développement de la filière. » Marché qui démarre selon lui, ajoutant combien la CDC y était « favorable et attentive ». L’enjeu est également fort sur la rénovation énergétique. Un secteur que connaît bien l’association Coénove. Florence Lievyn a rappelé les chiffres très ambitieux portés par la loi de transition énergétique pour une croissance verte pour le secteur du bâtiment avec un objectif de 50 % de réduction des consommations à l’horizon 2050 et de 60 % de baisse des gaz à effet de serre. « Des objectifs atteignables uniquement avec du gaz vert », selon la représentante de Coénove qui a évoqué l’obligation d’aller vers un parc 100 % bâtiment basse consommation (BBC) rénové en 2050, c’est-à-dire avec un seuil de consommation fixé à 80 kW par mètre carré et par an, un effort considérable si l’on tient compte du seuil actuel du parc qui avoisine les 250 kW par mètre carré et par an. Considérable également si l’on tient compte du nombre de logements construits avant 1974 (la première réglementation thermique a été publiée en 1975) qui avoisine les 20 millions, soit près de 60 % du parc actuel. Quelles sont les mesures de soutien existantes dans le secteur de la rénovation énergétique ? De nombreuses aides existent dans le secteur de la rénovation énergétique. Des aides qui depuis 2015 sont cumulables entre elles. Cependant ces aides souffrent d’un manque de visibilité et d’une méconnaissance des ménages français qui, pas assez informés, ne font pas de démarches pour en bénéficier. Florence Lievyn a insisté sur la nécessité d’harmoniser ces aides, de leur donner du lien. Elle a également précisé que les ménages aisés peuvent bénéficier de 15 % à 20 % d’abondement sur leurs projets alors que cet abondement a dépassé les 80 % dans le cas de ménages en situation de précarité énergétique. Pour quelles évolutions ? Pour la représentante de Coénove, « la poursuite des aides existantes avec un effort fait sur la clarification est indispensable ». Elle a également émis l’idée de regrouper l’ensemble des aides sous une appellation commune avec une communication adaptée et précisé que si actuellement le crédit d’impôt est le dispositif le plus opérant (30 %), le fait qu’il nécessite l’avance des frais constitue un obstacle pour la plupart des ménages. Florence Lievyn a donc proposé de le transformer en subvention directe, avec une nuance que « cette subvention à la rénovation énergétique aille vraiment vers des travaux axés sur la performance avec un seuil minimal établi par exemple à 20 % ». L.I.

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Normalisation Normes récemment publiées : Pour faciliter le déploiement des compteurs communicants : la norme expérimentale XP E 29-195 a été élaborée en moins d’un an. Elle couvre les exigences de performance, les matériaux et les méthodes d’essais de la crosse de raccordement qui permet de remplacer aisément l’ancien compteur par le compteur communicant nouvelle génération Gazpar. Pour maintenir la spécificité française de la « VMC gaz » : la norme française NF D 35-337 été révisée pour une mise à niveau avec les normes européennes « chaudières gaz » de la série EN 15502 et permettre ainsi le maintien des « chaudières VMC gaz » sur le marché français. Pour le soutage de navires GNL : l’ISO a publié la norme ISO 20519 qui établit les exigences applicables aux équipements et systèmes de transfert de GNL pour le soutage des navires. Elle couvre les matériels, les procédures opérationnelles, les exigences pour le fournisseur de GNL, la formation et la qualification du personnel. À suivre les travaux sur l’ISO 21593 pour un connecteur GNL pour le soutage.

Appareils de cuisson domestiques utilisant les combustibles gazeux

Le groupe de travail international ISO/TC 291WG1 s’est réuni à Raleigh (États-Unis) du 4 au 6 avril 2017 afin de poursuivre l’élaboration de la partie 1 de la norme internationale sur la sécurité des appareils de cuisson domestiques utilisant les combustibles gazeux. Une trentaine d’experts de 11 pays différents étaient présents. La représentation française était assurée par un fabricant d’appareils assisté de la secrétaire de la commission française BNG 049-291.

Stations-service GNV

Le CEN/TC 326 sur les stations-service gaz a tenu sa réunion plénière dans les locaux de l’AFG le 16 mars 2017. Le secrétariat a été tenu par le BNG qui est candidat à la reprise de ce comité considéré comme stratégique pour la mobilité gaz.

Révision de la norme sur les gaz d’essais, pressions d’essais et les catégories d’appareils (EN 437) L’enquête européenne s’est terminée le 6 avril 2017 par une approbation. L’ajout d’un nouveau groupe de gaz demandé par les Pays-Bas (groupe K) a suscité l’opposition de la France (seul vote négatif lors de l’enquête) qui considère que cette disposition constitue une entrave aux échanges. L’attention de la Commission européenne sera attirée sur ce point dans le cadre du traitement des résultats de l’enquête avant publication d’une version finale de la norme.

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gas conference 19-20 septembre 2017 Paris - Palais des congrĂ¨s

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