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.
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.
