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« Les biogaz impliquent une évolution majeure de nos réseaux »

Biogaz Mag­a­zine. Vous venez d’être recon­duit pour qua­tre ans à la direc­tion générale de GRTgaz où vous avez engagé une tran­si­tion vers les biogaz. Pour­riez-vous nous pré­cis­er les axes de votre stratégie pour aller vers un mix gazier neu­tre en car­bone en 2050 ?

Thier­ry Trou­vé. La tran­si­tion énergé­tique de notre pays passe néces­saire­ment par le recours à plusieurs leviers pour décar­bon­er l’économie. Même si tout le monde s’accorde sur le fait qu’une élec­tri­fi­ca­tion plus impor­tante des usages est atten­due, il ne serait pas raisonnable de pari­er sur une seule solu­tion. Pour con­cili­er sécu­rité d’approvisionnement et tran­si­tion écologique économique­ment abor­d­able, les gaz ont une place incon­tourn­able. Sur le plan européen, le gaz naturel est la solu­tion qui s’impose dans cer­tains États pour per­me­t­tre la diminu­tion de l’usage de cen­trales à char­bon. Corol­laire­ment à cette vision, pour con­tribuer à un avenir énergé­tique neu­tre en car­bone, le gaz doit se verdir pro­gres­sive­ment avec l’objectif d’éradiquer le gaz fos­sile à l’horizon 2050. Je pré­cise égale­ment que des tech­niques de neu­tral­i­sa­tion du CO2 du gaz fos­sile, encore en développe­ment, pour­raient aus­si per­me­t­tre de garder une part de gaz naturel ain­si « neu­tral­isé ». Cepen­dant, sur le chemin de ce mix gazier com­pat­i­ble avec les Accords de Paris à l’horizon 2050, nous aurons égale­ment dimin­ué notre con­som­ma­tion de gaz d’un tiers env­i­ron (300 TWh con­tre 450 TWh aujourd’hui), via notam­ment les économies d’énergie dans les bâti­ments. La con­som­ma­tion française résidu­elle pour­rait ain­si se décom­pos­er en trois tiers : une pro­duc­tion issue de la méthani­sa­tion, une autre part issue des tech­niques de pyrogazéi­fi­ca­tion et de gazéi­fi­ca­tion ther­male, et un dernier tiers provenant de l’hydrogène.

Vous évo­quez une tran­si­tion économique­ment abor­d­able, qu’en est-il exactement ?

Du fait de l’augmentation du nom­bre de pro­jets, on peut espér­er une baisse sig­ni­fica­tive des coûts de méthani­sa­tion. Con­cer­nant la pro­duc­tion d’hydrogène, l’électrolyse/hydrolyse est une piste intéres­sante à con­di­tion d’utiliser de l’électricité décar­bonée. Avec la mas­si­fi­ca­tion du pho­to­voltaïque, nous arrivons main­tenant à des coûts de l’ordre de 15 €/MWh d’électricité renou­ve­lable. La métha­na­tion est une autre tech­nique qui aura sa place, mais que je vois plutôt comme non prépondérante en vol­ume. En effet, elle a un coût en CAPEX non nég­lige­able et un incon­vénient : on remet du car­bone dans une énergie décar­bonée. Nous arriverons peut-être plus vite à pro­duire de l’hydrogène avec le cou­plage des tech­nolo­gies de reform­ing méthane et de neu­tral­i­sa­tion de car­bone (CCS). De nom­breuses entre­pris­es dans le secteur pétroli­er et por­tu­aire tra­vail­lent sur ces tech­nolo­gies de neu­tral­ité carbone.

Enfin, des recherch­es sont menées, par Gazprom en par­ti­c­uli­er, pour une pro­duc­tion d’hydrogène par pyrol­yse du gaz (par exem­ple, en pas­sant le méthane dans des bains de métal fon­du), per­me­t­tant ain­si de récupér­er du car­bone solide util­is­able dans d’autres indus­tries, sans émet­tre de CO2. Il con­viendrait aus­si de ne pas oubli­er les béné­fices « socié­taux » des gaz renou­ve­lables, car ils appor­tent des solu­tions en ter­mes d’emploi local, d’économie cir­cu­laire, de traite­ment des déchets, de béné­fices pour l’agriculture et de capac­ité de régu­la­tion du sys­tème énergé­tique. Ces exter­nal­ités pos­i­tives mis­es en face d’externalités néga­tives des éner­gies fos­siles (dépen­dance d’approvisionnement, émis­sion de CO2, économie non locale et déficit budgé­taire) font pencher le coût socié­tal glob­al (dif­férent du seul coût de pro­duc­tion) du côté des gaz renouvelables.

Reste à savoir com­ment peut s’intégrer la molécule d’hydrogène : pro­duc­tion locale ou véri­ta­ble réseau d’énergie à part entière ?

Aujourd’hui, la manière d’intégrer cette molécule dans le sys­tème énergé­tique n’est pas vrai­ment arrêtée. Plusieurs visions coex­is­tent. Songez qu’à l’origine, la demande de gaz de ville fut d’abord assurée par une pro­duc­tion très locale, avant de néces­siter le réseau de trans­port que l’on con­naît aujourd’hui. Une des visions con­siste donc en une série de pro­duc­tion et usages locaux, à tra­vers de petits élec­trol­y­seurs nour­ris par une pro­duc­tion d’électricité renou­ve­lable locale, desser­vant un ou quelques points d’approvisionnement pour véhicules ou un site indus­triel. Même s’il peut être néces­saire pour démar­rer et per­me­t­tre une desserte de sites isolées, ce seul mod­èle m’apparaît comme réduc­teur. Il ne per­met pas la mas­si­fi­ca­tion qui sera la seule manière de pro­duire et d’acheminer plusieurs dizaines de térawattheures d’hydrogène à coût abor­d­able. Une autre vision pos­si­ble con­siste à injecter de l’hydrogène en mélange avec le méthane dans les réseaux exis­tants. Même si c’est tech­nique­ment pos­si­ble, le fait de recom­bin­er une molécule décar­bonée avec une molécule car­bonée n’a pas for­cé­ment de sens, si ce n’est dans un con­texte par­ti­c­uli­er de pro­duc­tion locale. La solu­tion qui me sem­ble devoir se dégager à terme con­siste à met­tre en place un réseau de trans­port d’hydrogène spé­ci­fique qui per­me­t­trait de com­bin­er stock­age à grande échelle, sécu­rité d’alimentation et diminu­tion des coûts par mas­si­fi­ca­tion. Ce sont des ques­tions cru­ciales pour cer­tains con­som­ma­teurs indus­triels et pour la sta­bil­ité du sys­tème énergé­tique dans son ensem­ble. Un tel réseau, con­cen­tré au départ sur cer­taines zones de con­som­ma­tion pour desservir les indus­triels et la mobil­ité lourde (trains, ports, axes routiers prin­ci­paux) pour­rait se dévelop­per pro­gres­sive­ment et don­ner nais­sance à des val­lées de l’hydrogène reliées avec les infra­struc­tures de nos voisins européens.

Com­ment allez-vous gér­er cette évo­lu­tion majeure, tant en vol­ume qu’en nature, de votre infra­struc­ture de trans­port de gaz ?

Effec­tive­ment, cette évo­lu­tion soulève dif­férentes ques­tions, notam­ment sur la baisse sig­ni­fica­tive et la nature des gaz trans­portés, sans compter qu’elle devrait s’accompagner d’un change­ment des flux du fait du pas­sage d’une pro­duc­tion cen­tral­isée à une pro­duc­tion décen­tral­isée. Afin d’ajuster nos instal­la­tions au fil du temps à ce dou­ble effet baisse de consommation/production décen­tral­isée, il y a plusieurs leviers d’action. Nous avons d’ores et déjà entre­pris de met­tre en place des sta­tions de rebours pour accueil­lir les sur­plus d’une pro­duc­tion locale non con­som­mée sur les réseaux de dis­tri­b­u­tion. Cette adap­ta­tion au change­ment de flux va se dévelop­per au fur et à mesure, avec un objec­tif de 100 rebours en France (il y en a trois à ce jour). En par­al­lèle, nous serons sans doute amenés à dimin­uer le nom­bre de nos sta­tions de com­pres­sion, aujourd’hui présentes tous les 150 km et qui ser­vent à « pouss­er » le gaz dans les canal­i­sa­tions. Côté « canal­i­sa­tions », la baisse des vol­umes con­som­més de gaz naturel doit aus­si nous amen­er à nous inter­roger. Nous avons his­torique­ment de nom­breuses canal­i­sa­tions en par­al­lèle qui per­me­t­tent de gér­er un grand vol­ume tout en assur­ant une sécu­rité d’approvisionnement en cas de défail­lance. La baisse des con­som­ma­tions devrait nous per­me­t­tre de sup­primer nom­bre de ces dou­blons. Ces réseaux pour­raient tout naturelle­ment trou­ver un usage pour le trans­port… d’hydrogène ! Cela impli­quera la créa­tion d’un réseau spé­ci­fique à l’hydrogène, une véri­ta­ble tran­si­tion du réseau gazier. Les adap­ta­tions sont sou­vent assez sim­ples et maîtrisées, cer­tains aciers étant d’une qual­ité suff­isante pour accueil­lir cette molécule, des revête­ments intérieurs en résine pou­vant être dévelop­pés pour les autres. Les réseaux exis­tants pour­raient ain­si con­stituer, d’après nos pre­mières esti­ma­tions, jusqu’à deux tiers du réseau hydrogène à l’horizon 2040.

Vous pour­riez ain­si lim­iter les coûts d’investissement
de la tran­si­tion énergétique ?

En effet, que ce soit par élec­tric­ité ou par gaz, il fau­dra tou­jours trans­porter l’énergie pour assur­er la sol­i­dar­ité et la sécu­rité glob­ale du sys­tème énergé­tique que des pro­duc­tions locales ne peu­vent garan­tir. Or nous savons que le trans­port des molécules d’hydrogène par canal­i­sa­tion est deux à qua­tre fois moins coû­teux que le trans­port d’énergie élec­trique équiv­a­lente par lignes haute ten­sion. L’important est finale­ment que nous allons nous servir en majorité de notre infra­struc­ture exis­tante par con­ver­sion, ce qui per­met de maîtris­er les coûts. On sait que, pour aug­menter les capac­ités des réseaux élec­triques, ce sont plus de 100 mil­liards d’euros d’investissement qui sem­blent néces­saires à l’horizon 2035. Tout cela pour dire qu’il me paraît urgent de réfléchir, avec tous les acteurs publics et privés, au sys­tème énergé­tique futur de manière glob­ale en inclu­ant les réseaux, avec en fil­igrane la sécu­rité énergé­tique, mais aus­si l’optimisation économique. La Com­mis­sion européenne planche déjà dans cette direc­tion avec une stratégie d’intégration qui com­bine les vecteurs élec­trique, gaz et hydrogène. En France, ce n’est pas encore le cas, il fau­dra aus­si une impul­sion des pou­voirs publics. Le pre­mier pro­jet, MosaHYc, prévoit la con­ver­sion d’une canal­i­sa­tion de 70 km entre la Moselle, l’Allemagne et le Lux­em­bourg. C’est la pre­mière pierre à l’édifice de la dor­sale européenne hydrogène qui se des­sine avec, à terme, une ram­i­fi­ca­tion vers la région Rhône-Alpes, autour de Mar­seille, puis un deux­ième axe vers la fron­tière espag­nole, Lacq et Paris et un troisième axe sur le nord-ouest, Nor­mandie, Hauts-de-France et Pays-Bas. Si l’on sait se saisir de cette oppor­tu­nité, le réseau français pour­rait s’affirmer comme le nœud stratégique européen de cette dor­sale, entre les pays du Sud et ceux du Nord. 

À propos de l'auteur

Thierry Trouvé

DG GRTgaz.

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