Le biogaz : vedette des gaz renouvelables

Lorsque l’on parle de gaz renouvelable, on pense d’abord au biométhane, produit par la fermentation de matières organiques, en l’absence d’oxygène : c’est la méthanisation. Ce biogaz peut être injecté dans les réseaux de transport et de distribution pour être consommé.

Depuis 2012, des injections de biométhane ont eu lieu sur le réseau de distribution de GrDF en Seine-et-Marne et en Moselle.

D’autres pays européens sont nettement en avance par rapport à la France : l’Allemagne, la Suisse les Pays-Bas entre autres possèdent déjà plusieurs usines de production capables d’injecter du gaz vert dans les réseaux. L’Allemagne est loin devant avec 82 usines en 2011.

Si les quantités produites sont aujourd’hui limitées, des projets de sites de production de plus de 5 Twh sont en cours de montage, et l’on pourra être demain sur des volumes globaux très significatifs. Par ailleurs, la recherche investigue d’autres pistes de production de biométhane, comme par exemple à partir de la pyrolyse de biomasse ligneuse.

Power to gas / gas to power : les jeunes premiers

Un nouveau modèle énergétique  renforce la complémentarité entre l’électricité et le gaz : celui du power to gas  / gas to power.

Le power to gas  correspond à la production de gaz de synthèse à partir d’électricité. Notre conviction est que  cela n’a de sens que s’il s’agit d’excédents d’électricité renouvelable non consommés en période de basse consommation. Dans ce cadre, le power to gaz  produit bien du gaz renouvelable.

Concrètement le gaz est produit par électrolyse : il s’agit d’hydrogène (H₂), ou de méthane (CH₄). Ces gaz de synthèse peuvent être injectés dans les réseaux de transport et de distribution de gaz en respectant, pour l’hydrogène, un pourcentage maximum. Ils sont ensuite utilisés comme le gaz naturel. Lorsqu’ils sont utilisés pour produire de l’électricité par les Centrales à Cycle Combiné Gaz (C3G), en particulier pour couvrir la pointe, on parle de gas to power .

À noter que la valeur environnementale du méthane de synthèse peut être renforcée si le CO₂ utilisé pour l’électrolyse est issu du captage / stockage de CO₂.

Contrairement au biométhane qui se développe aujourd’hui de façon opérationnelle, on est ici dans le registre de la recherche appliquée (pilotes, démonstrateurs).

Gaz véhicule : le futur poids lourd

Le gaz naturel véhicule présente déjà un avantage concurrentiel par rapport au pétrole sur le plan du CO₂ et encore plus des particules et un  avantage compétitif sur la voiture électrique d’un point de vue des coûts. Avec le développement des gaz renouvelables (biométhane, méthane de synthèse), le bénéfice environnemental du gaz véhicule (GV) sera progressivement renforcé. Sachant que la consommation des carburants routiers représente en France 50 millions de mètres cubes, on voit bien l’enjeu de cette transition. On est ici dans un domaine opérationnel en fort développement, comme le prouve Audi, très investi sur le sujet.

 Les réseaux gaz au centre de cette économie renouvelable

Le biométhane, les gaz de synthèse, le gaz véhicule supposent l’existence et le développement de réseaux de transport et de distribution de gaz. Il s’agit de raccorder les sites de production et de consommation (stations-services GV)  et d’acheminer le gaz correspondant. Cela peut se faire à grande échelle, par exemple pour approvisionner un réseau de stations couvrant le territoire, ou à petite échelle dans le cadre de politiques énergétiques de type « économie circulaire ».

La synthèse de la commission du DNTE met bien en avant la contribution des réseaux gaz à travers l’une des actions de l’enjeu n°9 : « favoriser un rôle nouveau des réseaux de gaz, notamment pour soutenir le système électrique comme élément de stockage par la production de gaz de synthèse (hydrogène, méthanation) et pour les transports, et en privilégiant un recours croissant au gaz d’origine renouvelable ».

Somme toute, la transformation touche à la fois les finalités des réseaux et les usages du gaz. Du raccordement des installations de biométhane, à la constitution de stocks de gaz en passant par la mise en place des injections sur le réseau et la desserte des stations de GV, le renouvellement est profond.  Bien sûr, beaucoup d’éléments restent à préciser si nous voulons que cette nouvelle vision des réseaux gaz se concrétise. Les conditions réglementaires, techniques et tarifaires sont encore à l’état embryonnaire. Les jeux d’acteurs et les moyens de financement des projets sont encore flous. Pour nous, comme indiqué dans le rapport du DNTE, une chose est sûre : la transition énergétique passera par les réseaux gaz. Ceci ayant d’autant plus de sens que cela permet à la société de tirer plus de valeur d’un actif industriel existant et financé par le tarif régulé.

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Concurrence ou complémentarité ?

Peut-être à l’horizon 2100 en Europe selon l’IFPEN, mais vraisemblablement pas avant. La plupart des analyses tablent à l’horizon 2050 sur une part des énergies non fossiles dans le mix européen ne dépassant pas 30 à 40 %. D’abord parce que les capacités de production d’énergie renouvelable sont très loin d’égaler la demande aujourd’hui. Augmenter la production d’ENR et diminuer la consommation prendront de longues années.

Ensuite parce que la capacité de production d’électricité à partir de sources renouvelables varie sur l’année (hydraulique) ou dans l’heure (photovoltaïque et éolien) et impose soit :

• Des capacités complémentaires à même de prendre le relais en cas de baisse de production des EnR (essentiellement à partir des énergies fossiles), comme c’est le cas aujourd’hui
• Des avancées significatives en termes de stockage (station de transfert d’énergie par pompage, stockage de masse à partir de batteries, hydrogène…) qui permettraient de répondre autrement à ces aléas

Les progrès significatifs en matière de stockage demanderont du temps  et confirment à moyen terme la complémentarité EnR – énergies fossiles.

Et le gaz naturel dans tout ça ? quel avenir a-t-il ?

A court terme, les chiffres montrent que le gaz naturel, pour certains usages, remplace peu à peu le pétrole et le charbon. Le gaz naturel étant l’énergie fossile la moins carbonée, ces substitutions servent les objectifs de réduction d’émission de CO₂.

Par ailleurs, le gaz naturel permet de couvrir les aléas de disponibilités des ENR, d’assurer le back up en termes de production d’électricité notamment à travers les CCCG (centrales à cycle combiné gaz) avec un meilleur rendement environnemental.

A moyen terme, les ENR pourront s’appuyer sur les infrastructures existantes (utilisées aujourd’hui par les énergies fossiles) pour se développer. Les grands acteurs de l’énergie l’ont bien compris. Par exemple, GRTgaz  a ouvert son réseau aux injections de biogaz et se présente comme un « vecteur de la transition énergétique ».

Le gaz naturel semble donc avoir une place durable dans le bouquet énergétique français.

Pourquoi le captage de CO₂ ne décolle-t-il pas ?

Un autre indice de la volonté de pérennisation des énergies fossiles sont les efforts faits par les acteurs en termes de recherche et développement pour réduire les impacts environnementaux de leur activité. Le recours à des technologies de captage et de stockage de CO₂ (CSC) en est l’illustration, comme le reconnaissent de nombreux experts et organismes internationaux. Malgré cela, les projets de CSC rencontrent de nombreuses difficultés dans plusieurs régions européennes, pour deux principales raisons : le financement et l’acceptabilité des stockages souterrains.

Quelle réponse au gaz et pétrole de Schiste ?

On ne peut pas parler de l’avenir des énergies fossiles sans parler du pétrole et du gaz de schiste qui ont renversé la donne énergétique aux USA en leur permettant de devenir exportateur et de faire baisser drastiquement les prix de l’énergie. La question en France est à ce jour à la fois mal maîtrisée et très controversée. Mal maîtrisée car les réserves sont encore inconnues à ce jour. Selon Michel Rocard, « Pour l’Europe, [la France] serait au gaz de schiste ce que le Qatar est au pétrole. » On trouverait des milliards de mètres cubes de gaz de schiste dans le Sud Est et des milliards de barils de pétrole de schiste sous le bassin parisien. Cependant, même si les estimations vont bon train, seuls des puits d’exploration permettraient de confirmer s’il y a de telles réserves dans le sous-sol français, en quelles quantités, et s’il est exploitable.

Controversée ensuite car l’empreinte environnementale du gaz de schiste est encore incertaine et beaucoup l’accusent d’être néfaste pour nos sous-sols.

La France ne pourra pas durablement éluder cette question à la fois économique, environnementale et sociétale.

De nombreuses pistes existent pour l’avenir. Les acteurs devront faire des choix car les capacités de financement ne sont pas illimitées. Faut-il concentrer les investissements sur les EnR ou au contraire les répartir de façon ciblée entre les différentes énergies ?

La transition énergétique ne se fera pas en un jour. Les énergies renouvelables sont encore en phase d’apprentissage et ne peuvent pas à ce jour répondre à la demande en énergie de manière pérenne. Comme nous le montrent les difficultés économiques de l’éolien et du solaire, il faudra du temps pour qu’elles se forgent des modèles d’affaire stables et durables. Il faut donc continuer à investir intelligemment sur les énergies fossiles afin de porter la transition et de préparer l’avenir, tout en encourageant l’innovation et la R&D pour réduire leur impact environnemental.

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Le gel des prix fin 2011 : une décision politique

 Selon la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), en appliquant la formule tarifaire, les prix du gaz auraient dû augmenter de 5 à 10% à partir de juillet 2011. Une hausse jugée « inacceptable » par Eric Besson, ex ministre de l’énergie. Afin de protéger le pouvoir d’achat des particuliers consommateurs de gaz, il annonce ainsi un gel des prix à compter du 1^er octobre, et ce pour une durée indéterminée. Cette mesure politique permet, à court terme, d’épargner le portemonnaie des millions de français chauffés au gaz. Mais quelles en sont les conséquences économiques à plus long terme ?

Le prix du gaz, qu’es aquò ?

Le Contrat de Service Public signé en 2009 entre l’État et le groupe GDF SUEZ fixe le cadre réglementaire des mouvements tarifaires du gaz. Ces tarifs doivent couvrir à la fois ses coûts d’approvisionnement (frais liés à l’importation de gaz) et ses charges hors coûts d’approvisionnement (stockage, transport, distribution, commercialisation). La formule d’évolution des coûts définie en conséquence par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie est indexée notamment sur le prix du gaz de marché et sur le prix du pétrole. Historiquement, le gaz et le pétrole présentaient des modèles économiques et industriels proches du point de vue des procédés d’exploration et de production, ainsi que des stocks disponibles (estimés à quelques dizaines d’années à peine au début des années 2000). Par ailleurs, les coûts du pétrole sont historiquement très fluctuants en fonction de la conjoncture. C’est dans ce contexte que Gaz de France avait choisi de baser ses approvisionnements en gaz naturel principalement sur des contrats long terme, indexés sur le prix du pétrole.

Le gel décidé fin 2011 va donc à l’encontre du Contrat de Service Public et du Code de l’énergie. En effet, le prix inchangé ne permet pas à GDF SUEZ de couvrir ses coûts d’approvisionnement. Le manque à gagner a été estimé par le Groupe à 290 Millions d’euros sur le seul 4^ème trimestre 2011.

 Cet affaiblissement de notre champion énergétique a des répercussions négatives sur la compétitivité de la France au niveau international. Les adversaires du tarif réglementé et la CRE en particulier dénoncent quant à eux l’impact de ce gel sur la concurrence : les fournisseurs alternatifs ne sont pas en mesure de proposer des offres à un prix aussi bas.

Au 1er janvier 2012, le gel est suspendu et une nouvelle formule tarifaire appliquée : le prix du gaz augmente de 4,4%.

Un retour de bâton prévisible

 En réponse au gel, GDF SUEZ et l’ANODE ont saisi le Conseil d’État en octobre 2011 pour demander la suspension de l’arrêté et un dédommagement pour les pertes encourues. Le 10 juillet dernier, ils ont obtenu gain de cause : le Conseil d’État a annoncé l’annulation de l’arrêté et la hausse rétroactive des factures pour la période du 1^er octobre 2011 au 1^er janvier 2012. Cela représente un paiement supplémentaire de 38 euros en moyenne par foyer qui devrait être lissé sur deux ans.

Vers une refondation de la formule

De cette bataille juridique entre l’opérateur historique et son principal actionnaire, l’État, qui met en ballottage à la fois le pouvoir d’achat de millions de français et la performance économique de nos acteurs énergétiques, ressort une conclusion sur laquelle toutes les parties s’accordent : le système de fixation des tarifs du gaz n’est plus adapté, voire « dépassé » selon le premier ministre Jean-Marc Ayrault. En effet, ce système basé sur les coûts d’approvisionnement et donc sur la politique d’approvisionnement aboutit à un paradoxe : les coûts d’approvisionnement augmentent alors que les prix de marché baissent.

Cette chute des prix de marché (-26% depuis janvier 2012) s’explique par le changement structurel profond qu’entraîne l’exploitation du gaz de schiste aux États- Unis. L’abondance du gaz non conventionnel (dont les stocks sont estimés à 250 ans) fait baisser drastiquement les prix du marché spot, alors que les contrats long terme restent indexés sur le prix (élevé) du pétrole.

Par conséquent, malgré les 30% indexés sur le prix du gaz naturel, les consommateurs constatent un décalage flagrant entre le prix de la matière première qui baisse et les factures… qui gonflent.

Ce décalage avec le contexte économique actuel pousse à réfléchir à un nouveau système, plus en phase avec le marché.
Deux issues sont possibles : soit un maintien de la fixation des prix en fonction des coûts d’approvisionnement qui s’accompagnerait d’un changement de politique d’approvisionnement, c’est-à-dire augmenter la part du spot, quitte à prendre des risques pour l’avenir. Soit le système est refondé du tout au tout sur des règles qui ne seront plus liées aux coûts d’approvisionnement, mais au prix du marché.

Au-delà de la formule et du contexte économique, un levier de politique sociale

 Sur quoi se construira le prix du gaz dans les prochaines années ? Ce qui est sûr, c’est qu’il faudra opérer une déconnexion entre le gaz et le pétrole qui ne sont plus sur un pied d’égalité en termes de prix et de stock restant. Ensuite, il sera nécessaire d’anticiper l’augmentation structurelle des coûts d’approvisionnement et d’intégrer le nouveau défi de l’efficacité énergétique. À cela se rajoutent des considérations politico-sociales.

Une proposition de loi, inclue dans le programme de campagne de François Hollande, sera faite à l’automne : un prix forfaitaire du gaz en fonction de la consommation. Le prix du kilowattheure augmenterait par pallier. Cette  mesure permet, il est vrai, d’encourager les économies d’énergie, mais elle est avant tout politique et a un objectif de différenciation sociale. Elle entraînera un traitement différencié des consommateurs sur un indicateur annexe de richesse : la taille du logement en m² par personne.

Pour atteindre cet objectif, ce tarif progressif devra prendre en compte d’autres facteurs qui influent sur la facture indépendamment du comportement du consommateur :

• Le nombre de personnes par foyer (pour ne pas pénaliser les familles nombreuses qui nécessairement consomment plus) ;
• La région concernée (Nord ou Sud, les écarts de consommation sont importants suivant la température) ;
• La qualité thermique du logement.

Il faudra à nouveau trouver la bonne formule, la plus équilibrée possible qui prenne en compte à la fois les facteurs sociaux, environnementaux, sans perdre de vue  les enjeux de rentabilité et de compétitivité du géant GDF SUEZ et de ses concurrents.

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