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« Le gaz renouvelable implique un changement total d'usages et de modèle pour l'industrie du gaz »

Le scénario Négawatt mise sur la complémentarité de l'électricité et du gaz pour décarboner le mix énergétique. Il s'agit de privilégier, pour chaque usage, le vecteur le plus approprié. Détails avec Christian Couturier, président de l'association.

Interview  |  Energie  |    |  Sophie Fabrégat  |  Actu-Environnement.com
Actu-Environnement Le Mensuel N°-401 Cet article a été publié dans le hors-série d'Actu-Environnement Le Mensuel
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« Le gaz renouvelable implique un changement total d'usages et de modèle pour l'industrie du gaz »
Christian Couturier
Président de l’association Négawatt
   

Actu Environnement : Le scénario Négawatt donne une place importante au gaz dans la transition énergétique, plus équilibré que les autres scénarios qui confèrent une place essentielle à l'électricité… Pour quelle(s) raison(s) ?

Christian Couturier : Ce qui fait l'originalité de notre scénario, c'est en effet que nous ne misons pas tout sur le vecteur électrique. Nous estimons que le vecteur gaz a un rôle à jouer, en complémentarité. Généralement, dans les scénarios sans fossiles, la tendance est à électrifier tous les usages. Pourtant, une électrification massive pose différentes questions. La gestion de la pointe électrique et de son impact sur les réseaux en est une. Pour la mobilité, les questions d'autonomie, de batteries, mais aussi de réseaux, sont importantes. C'est pourquoi nous pensons qu'il n'est pas prudent de miser sur le tout électrique, alors qu'il existe des infrastructures pour le gaz (réseaux, stockage…) et une alternative au gaz d'origine fossile.

Le gaz est très complémentaire de l'électricité : il peut permettre d'absorber les surplus de productions éoliennes et photovoltaïques, de faire un stockage de longue durée et de gérer les appels de puissance.

AE : Cependant, les usages du gaz devront fortement évoluer…

C. C. : En passant aux gaz renouvelables, il y a effectivement un changement total d'usages et, au-delà, un changement complet de modèle de l'industrie du gaz. On change de fournisseurs, en s'appuyant sur le monde agricole plutôt que sur la Russie, l'Algérie, le Nigéria… On change de niveaux de prix également. Le gaz renouvelable est au même niveau que l'électricité décarbonée, c'est-à-dire plus cher que le gaz naturel. Il n'est donc pas judicieux de continuer à l'utiliser pour le chauffage de bâtiments à 20°C par exemple. Il faut réserver le gaz aux usages pour lesquels le vecteur électrique est moins intéressant : les transports, l'industrie ou la production de pointe. En suivant ce raisonnement, il y a beaucoup moins de gaz dans les bâtiments, les usages sont réduits. Le gaz remplace surtout les usages actuels du pétrole.

AE : Dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), le Gouvernement conditionne pourtant le développement du biométhane à une trajectoire de baisse des coûts

C. C. : Le coût du biométhane restera élevé car les technologies sont déjà matures. Il ne faut pas s'attendre à des baisses importantes dans les coûts de production. L'approche du Gouvernement est budgétaire et cette logique conduit à avoir moins de volumes si les prix ne sont pas bas. Selon nous, il faut plutôt pousser les solutions qui sont incontournables et déterminer, en fonction des volumes nécessaires, l'enveloppe globale qui doit être consacrée au biogaz.

 
Le gaz peut permettre d'absorber les surplus de productions éoliennes et photovoltaïques, de faire un stockage de longue durée et de gérer les appels de puissance.  
 
AE : Quels sont les usages prioritaires du biogaz selon vous ?

C. C. : Le principe est d'injecter le biogaz dans le réseau dès que c'est possible. C'est la solution la plus simple car on s'affranchit de l'équilibrage entre la production et la consommation. Mais, en fonction des volumes produits, des investissements nécessaires dans le réseau, ce n'est pas toujours pertinent. Par défaut, quand l'injection n'est pas possible, la cogénération apparaît intéressante. Mais il faut qu'il y ait un usage important de la chaleur cogénérée, et ce, tout au long de l'année. Par exemple, une industrie qui a des besoins de chaleur importants et non saisonniers. C'est la difficulté liée à la cogénération. Selon l'étude Solagro sur un gaz 100 % renouvelable, en 2050, l'essentiel de la ressource potentielle pour la méthanisation aura accès au réseau, à un coût raisonnable.

AE : À moyen terme, le scénario Négawatt mise également sur la méthanation. Pour quels usages ?

C. C. : Selon nous, la méthanation doit intervenir pour valoriser l'électricité excédentaire, quand tous les autres usages ont été mobilisés au préalable. Soit ces surplus d'électricité seront transformés en hydrogène pour être consommés immédiatement, soit cet hydrogène devra être converti en méthane pour pouvoir être injecté sur le réseau ou stocké. Dans notre scénario, on mobilise donc peu l'hydrogène pour un usage final.

AE : La mobilité hydrogène ne fait donc pas partie des usages envisagés ?

C. C. : La mobilité hydrogène présente de nombreux inconvénients. Si le vecteur hydrogène est utilisé pour stocker les surplus de production d'électricité renouvelable, sa production est, par nature irrégulière. Or, pour développer les usages de mobilité, il faut une offre permanente d'hydrogène. Comment assurer cette production permanente ? Par le nucléaire ? Ce n'est pas notre parti-pris. C'est pourquoi nous envisageons plutôt l'hydrogène comme un moyen de gérer les pics de production d'électricité, sur le concept du power-to-gas. Mais les besoins ne devraient pas intervenir avant 2030.

AE : De nombreux projets pilotes sont pourtant lancés sur la mobilité hydrogène. Est-ce une fausse route selon vous ?

C. C. : On assiste actuellement à une course au projet pilote sur l'hydrogène ! Ça paraît un peu prématuré, il n'y a pas de modèle économique pour l'instant. On a cependant besoin de quelques démonstrateurs pour sortir des laboratoires et expérimenter en grandeur réelle, pour voir comment cela s'insère dans un écosystème local, au niveau des infrastructures, des usagers… On ne sait pas de quoi l'avenir sera fait et qui, du bioGNV, de l'électricité ou de l'hydrogène, se développera finalement. Il faut donc pouvoir expérimenter, dans un cadre sécurisé, différentes configurations de mobilité.

Réactions3 réactions à cet article

 

J'ai du mal à souscrire à l'analyse de Negawatt sur le gaz :
D'abord, les questions de coûts sont balayées d'un revers de main, alors que le gaz issu de méthaniseurs est acheté autours de 100€/MWh quand le prix de gros du gaz fossile est autours de 15€/Mwh, ce qui est un différentiel beaucoup plus important que ce qui existe pour l'électricité.
Avec un tarif de fourniture 6 fois plus élevé, les prix du gaz devraient monter beaucoup, ce qui devrait mécaniquement réduire les volumes de gaz dans les réseaux... Aujourd'hui, avec ~450 TWh/an consommés en France les coûts de transport, stockage et distribution représentent 33% de la facture de gaz des consommateurs... Il y a peu de chance que la réduction des volumes transportés permette une baisse du coût d'entretien et d'exploitation des réseaux, donc le coût liée au transport de chaque mètre cube de gaz va augmenter...
Ensuite j'ai du mal à identifier comment on pourrait injecter des quantités en rapport avec nos consommation, fussent elles réduites grâce aux efforts menés dans le domaine de l'efficacité et de la sobriété énergétique.
Aujourd'hui (en 2018 en fait, c'est les derniers chiffres dont on dispose), on injecte 1,4 TWh par an, et l'ensemble des projets en file d'attente fin 2019 (dont certains ne se réaliseront pas pour différentes raisons), on une capacité prévue de 19TWh/an, soit moins de 6% de notre consommation de gaz.
Enfin,ils voient un avenir au gaz dans les transports, hors, pour moi, la solution est électrique.

Seb | 15 mai 2020 à 14h48
 
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Il reste donc à savoir combien de diminution totale de consommation sont envisagés dans ces scenarii, combien d'énergie annuelle y est demandée pour chaque type d'énergie, et quelles incidences sur les terres agricoles pour connaître la renouvelabilité effective du biométhane. Le scenario Solagro pour 2050 à 100% du gaz "vert" est une illusion, sauf à aller chercher de la biomasse très loin ...

Daniel | 18 mai 2020 à 09h14
 
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Pour chauffer, ben c'est limite, mais comme carburant à 82 cmes vendu la marge est belle il y a de la place, normalement il devrait ne coûter que 50 cmes, tout en n'oubliant pas que c'est un déchet de l'industrie pétrolière, les fameuses torchères qui brûlent jour et nuit même si le pétrole n'est pas pompé.
Les essais de mélange avec du biogaz ont étés concluants, reste à faire passer les véhicules au gpl, mais des pressions considérables, du non vouloir des acteurs, des vendeurs, des moteurs non optimisés pour le gpl, la rareté des stations 24/24, des gplistes.
Un exemple tout bête, j'ai un 4x4 coréen (les Coréens sont les seuls à avoir fait beaucoup de recherches) il gargouille à l'essence qui est le carburant de démarrage et 10 secondes plus tard au gpl, hé bien je risque d'être boulé parce que l'essence carbure mal, pour le contrôleur technique le gpl n'éxiste pas.
Toute la société refuse le gpl, quand au gnv, c'est comme l'hydrogène un fantasme.
Malgré tout les petites Chevrolets coréennes avec leur fameux 1200 cm3 à injection gpl gardent un belle cote à l'occasion.
Tout le monde n'est pas idiot heureusement.

pemmore | 18 mai 2020 à 11h57
 
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