Didier Holleaux, directeur général adjoint d’Engie

2017-09-15T12:33:41+00:00

«  Les centrales à cycle combiné gaz sont le meilleur complément à l’intermittence des EnR »

Directeur général adjoint d’Engie et membre du Comité Exécutif du groupe, Didier Holleaux supervise depuis janvier 2017 les Business Unit (BU) Elengy, GRDF, GRTGaz, Storengy, Asie-Pacifique, Chine et GTT. Il a également en charge les directions Sourcing & Achats, Projets Industriels et Développement Nucléaire du groupe énergétique.

Note : cet entretien a fait l’objet d’une publication dans le numéro 1848 de la revue « Pétrole et Gaz Informations » (mai/juin 2017).

Le « Engie Zeebruge » est le premier navire de soutage de GNL du groupe.

Pétrole et Gaz Informations : Vous êtes désormais localisé tout à la fois à Paris et à Singapour. Pour quelle raison est-ce important d’être également présent dans cette cité-Etat ?

Didier Holleaux : Il s’agit de marquer l’importance qu’Engie accorde à la région Asie-Pacifique et de montrer à nos partenaires qu’un membre de son Comité Exécutif y est présent régulièrement pour les rencontrer. Le choix de Singapour s’est imposé car pas moins de neuf activités du groupe sont représentées à Singapour : les services énergétiques, le trading avec les business unit Global Energy Management et Global LNG, l’ingénierie avec GTT et Tractebel, la R&D avec un Lab dédié aux énergies vertes ou encore la production d’électricité puisque Engie est l’actionnaire de référence de Senoko Energy, premier producteur d’électricité de la cité-Etat.


PGI : Brexit, accord Opep et non-Opep de réduction de la production de pétrole, changement d’administration aux États-Unis… Comment jugez-vous le contexte de marché pour le gaz naturel ?

DH : Si nous pensons que le Brexit aura un impact assez mineur sur l’activité du groupe y compris sur notre business gazier, il est vrai que la situation aux États-Unis crée de l’incertitude. Il faut se rappeler que ce pays avait mis en place un embargo sur les exportations de pétrole avec pour objectif de réserver sa production au marché national et d’essayer ainsi de faire baisser le prix de cette énergie aux États-Unis. Si notre scenario de base prévoit des exportations de GNL américain significatives, je crois cependant que nous ne sommes pas à l’abri aujourd’hui d’un réflexe protectionniste qui viendrait un jour limiter les exportations américaines de gaz, sous la pression de l’industrie américaine. La période de surproduction actuelle entraîne des prix relativement bas un peu partout dans le monde. Cette situation n’évoluera pas à très court terme mais devrait se rééquilibrer naturellement dans la première moitié des années 2020. La question essentielle est de savoir à quelle vitesse la substitution du charbon par le gaz interviendra dans un certain nombre de pays. Le moyen le plus rapide de faire baisser les émissions mondiales de CO2 est en effet de remplacer une bonne partie de la production d’électricité à partir de charbon par une production à partir du gaz. Et selon le rythme auquel cela se produirait, le rééquilibrage du marché du gaz se fera plus ou moins tôt.

Station de compression de GRTGaz


PGI : Selon une étude menée par Cedigaz, la croissance du marché du gaz naturel au cours de cinq prochaines années serait comprise entre 1 et 1,5 % par an. Quelles sont les zones de croissance potentielles et pour quels usages ?

DH : Nous rejoignons sur ce sujet les scénarios assez convergents de l’IFPEN, de l’AIE ou encore de Cedigaz. La croissance de la consommation de gaz aura lieu essentiellement dans les pays non-OCDE alors que la demande sera plutôt stagnante dans les pays de l’OCDE, excepté aux États-Unis et au Canada où elle continue de progresser. Au plan mondial, le réservoir de croissance pour le gaz repose sur la substitution au charbon dans la production d’électricité et les nouveaux usages, par exemple le GNL de détail ou le gaz carburant. Nous voyons là un potentiel renouvelé dans une logique de réduction des émissions de carbone. La Chine conserve son potentiel car même avec une croissance moins élevée, ce pays a besoin de substituer du charbon par du gaz naturel ne serait-ce que pour des raisons d’amélioration de la qualité de l’air. En Inde, cette substitution ne se fera que si le prix du gaz est compétitif. Au-delà, il y a des pays comme le Brésil qui ont de très importants besoins en énergie.
Enfin en Europe, la progression sera assez modeste car partout les efforts d’efficacité énergétique se poursuivent et vont aboutir à une situation de très faible croissance ou de décroissance de la demande d’énergie. Mais le point extrêmement important est que, que ce soit au niveau européen ou au niveau mondial, il n’y a pas de scénario compatible avec le maintien du réchauffement climatique dans la limite des 2°C qui ne fasse pas un très large appel au gaz naturel (et progressivement au biométhane) pour au moins les trente ans qui viennent.


PGI : Est-ce une analyse qui ne vous semble pas assez partagée ?

DH : Un certain nombre de personnes qui regardent le secteur de l’énergie d’un peu loin et qui ne se sont pas réellement penchés sur les chiffres, ont tendance à penser que le gaz naturel étant une énergie fossile, il faut l’éliminer du mix énergétique le plus vite possible. Or, tous ceux qui font des calculs sérieux, y compris des associations comme négaWatt ou Greenpeace, arrivent à la conclusion évidente qu’il ne faut pas affaiblir la part relative du gaz naturel dans le mix énergétique, pour au moins les deux ou trois décennies qui viennent, si nous voulons atteindre l’objectif des 2 °C. Pour lutter efficacement contre le réchauffement climatique, il faut nécessairement remplacer les usages du charbon et du diesel par du gaz naturel, et progressivement, par du gaz renouvelable. Ce qui a de plus un effet très positif et immédiat sur la qualité de l’air.


PGI : En France, selon le scénario de référence du 1er bilan prévisionnel pluriannuel gaz 2016-2035, commun aux opérateurs d’infrastructures gazières, la consommation pourrait connaître une baisse de 16 %(1) sur cette période grâce aux efforts d’efficacité énergétique. Est-ce un scénario que vous prenez en compte ?

DH : Nous considérons que ce scénario est réaliste bien qu’il soit tout à la fois très ambitieux en matière d’économies d’énergie et trop conservateur pour ce qui est de la substitution possible du charbon ou des hydrocarbures liquides par le gaz naturel. Nous pensons qu’il y a des chances que ces démarches soient menées en parallèle, et dans ce cas on aboutirait à une réduction de la demande beaucoup moins significative, de l’ordre de 10 %. Quoi qu’il en soit, on voit bien que l’une des variables importantes sera le prix du carbone, qui, s’il est suffisamment élevé, entraîne à la fois des efforts d’efficacité énergétique et la substitution inter-énergies.


PGI : A ce sujet, en octobre dernier le gouvernement français a finalement renoncé à instaurer un prix plancher du carbone pour le production d’électricité à partir de charbon. C’est une décision que vous regrettez ?

DH : Engie soutient les ambitions de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV, ndlr) qui ne nous paraissent atteignables qu’avec un prix du carbone qui donne un signal économique clair. Et donc, en effet, nous regrettons que ce signal ne soit pas donné de manière plus lisible. De ce point de vue, l’exemple du Royaume-Uni montre qu’une politique claire et menée avec une certaine constance a des effets tout à fait concrets sur l’élimination du charbon dans la production d’électricité, cela nous paraît être un objectif prioritaire aujourd’hui en Europe.

 » La production des énergies renouvelables (EnR) est assez fortement décorrélée de la demande », rappelle Didier Holleaux.


PGI : Les acteurs du marché présentent le gaz naturel, combiné avec les énergies renouvelables, comme le meilleur « allié » de la transition énergétique. Avec la baisse des coûts constatée pour certaines EnR, ces énergies ne vont-elles pas à terme concurrencer le gaz naturel ?

DH : Nous considérons que, pour au moins les trois décennies à venir, le gaz et les EnR sont plutôt dans une situation de complémentarité que dans une situation de concurrence. A l’exception de la géothermie qui est plutôt disponible en continu et de l’hydroélectricité qui peut être utilisée en pointe, la production des énergies renouvelables (EnR) est assez fortement décorrélée de la demande. Il y a donc des besoins de production complémentaire pour faire face aux pics de consommation. De ce point de vue, les centrales CCG (cycle combiné gaz, ndlr) sont le meilleur complément à l’intermittence des EnR. A court terme, le stockage sera de moins en moins un sujet technique et de plus en plus un sujet de coût. Le stockage sous forme de batterie reste adapté à des stockages de très courte durée, et celui sous forme d’hydrogène, auquel nous croyons fondamentalement comme solution à moyen et long terme, est encore un peu complexe à mettre en œuvre. Quant au stockage d’électricité sous forme de méthane (de synthèse), le power to gas, GRTgaz teste le concept notamment avec RTE sur un démonstrateur pour en étudier les aspects technico-économiques. Un autre projet, à Dunkerque, vise à tester en situation réelle le mélange d’hydrogène et de gaz naturel.


PGI : Vous avez annoncé il y a an vouloir investir 100 millions d’euros d’ici 2020 dans les stations GNL et GNC en Europe pour les camions. Qu’en est-il ?

DH : Nous disposons déjà de près de 150 stations GNV en Europe et notre filiale GNVert vient d’annoncer qu’elle allait déployer à elle seule 21 stations supplémentaires en France en 2017. Nous pensons que nous atteindrons 170 stations à la fin de l’année prochaine en Europe. Ce qui est beaucoup plus ambitieux que les contribuera aux objectifs annoncés dans le CANCA(2) qui ne prévoient que 140 nouvelles stations publiques en France d’ici 2025. On aurait souhaité avoir des objectifs plus ambitieux tels que recommandés par la filière GNV en France. En ce qui concerne les seules stations GNL, nous avons pour objectif d’en créer 9 en France d’ici fin 2018. Le jour où des poids-lourds pourront traverser toute l’Europe uniquement alimentés en GNL n’est plus très loin. Certains constructeurs font des efforts pour proposer des véhicules adaptés, d’autant que de plus en plus de villes vont exiger que les poids lourds qui les traversent utilisent des carburants propres.

Le « Engie Zeebrugge »


PGI : Quelles sont les ambitions d’Engie dans le domaine du soutage de GNL pour les navires et quels sont les freins au développement de ce marché ?

DH : C’est un marché que nous voyons émerger. Des signaux politiques montrant que les dirigeants des pays sont sensibles à ce sujet et qu’ils ont vraiment l’ambition de voir la flotte se convertir au GNL aideraient beaucoup. Des initiatives privées ont été prises. Notre groupe s’est fortement engagé avec le lancement de la marque Gas4Sea et la construction du Engie Zeebrugge (5000 m3). Certains de nos concurrents prennent des positions similaires. Cependant, la plupart des armateurs et des chargeurs seront toujours réticents tant qu’ils ne seront pas sûrs de trouver du GNL dans tous les ports où ils souhaitent faire escale, et cela à des conditions économiques acceptables. Quelques acteurs du marché acceptent de prendre le risque, par exemple les croisiéristes pour lesquels ce sujet est important pour leur image et leur acceptabilité dans les ports d’escale. Nous sommes donc optimistes mais il y a encore, ne serait-ce qu’en France, des efforts à faire, notamment pour harmoniser la réglementation. C’est pourquoi nous soutenons l’action de la plateforme GNL qui vient d’être créée au sein de l’Association française du gaz.

 

Signature d’accord pour Nord Stream 2 avec Isabelle Kocher, dg d’Engie, et Alexeï Miller, dg de Gazprom.

PGI : En avril 2017, Engie a signé avec Nord Stream 2 et d’autres acteurs européens un accord pour le financement de ce gazoduc. En quoi ce projet est-il important pour le groupe ?

DH : Nous pensons qu’il est essentiel de renforcer globalement les moyens d’importation de gaz en Europe. En effet, la sécurité et la compétitivité de nos approvisionnements reposent sur le fait qu’il y ait une compétition possible entre les différentes sources de gaz. D’autant que nous devons préparer le marché européen à la baisse prévisible de la production européenne. Aujourd’hui, le gaz le moins cher à portée de l’Europe est celui des grands gisements russes. De plus, nous devons rester ouverts à d’autres importations possibles à moyen terme, qu’elles proviennent du Moyen-Orient, d’Iran ou encore d’Irak. Notre implication dans le projet Nord Stream 2 s’inscrit dans ce cadre mais également dans celui d’une relation avec un fournisseur qui, au-delà des quelques vicissitudes lors la crise ukrainienne, s’est avéré extrêmement fiable depuis 1973. Les discussions avec les pays concernés par le déploiement de cette infrastructure sont ouvertes et nous sommes assez confiants dans le fait que les problèmes réglementaires et politiques qui ont pu être soulevés par ce projet seront résolus.


PGI : En France, à nouveau, votre filiale Storengy a récemment alerté sur le bas niveau des stockages de gaz qui fait peser un risque sur la sécurité d’approvisionnement pour l’hiver prochain. Pensez-vous que le projet de réforme de cette activité, initié en 2015, puisse enfin aboutir ?

DH : Le niveau actuel des souscriptions ne permet pas en effet de satisfaire aux obligations du décret de 2014 et donc d’assurer la fourniture des clients lors d’une pointe de froid équivalente à celle que nous avons connue l’hiver dernier. Ségolène Royal, alors ministre de l’Energie a écrit aux expéditeurs pour les enjoindre de respecter leurs obligations. Nous espérons que ce sera le cas, ce qui permettra d’assurer un niveau minimal de remplissage des stockages pour la saison d’hiver 2017-2018. Pour ce qui est du projet de réforme, il faut rappeler que le stockage de gaz est aujourd’hui une activité marchande et non régulée. Cela aboutit à ce que les services qu’elle rend en contribuant à l’équilibre global du réseau et à son fonctionnement ne sont pas rémunérés. Notre proposition, qui recueille le consensus de la profession, est de faire du stockage une activité régulée. Les capacités seraient allouées par des enchères dont les revenus seraient complétés par une contribution de l’ensemble des utilisateurs du réseau de transport. Ce projet a été reporté à la suite de difficultés juridiques sur le périmètre et la qualification de ce mode de rémunération. Nous sommes raisonnablement optimistes quant à l’aboutissement de cette réforme indispensable avec une mise en œuvre avant l’hiver 2018-2019.

Terminal méthanier d’Elengy


PGI : Engie a annoncé au mois de janvier 2017 un projet d’acquisition d’Elengy (terminaux méthaniers) par GRTgaz. Quels sont les enjeux et les objectifs de cette opération qui concerne deux de vos filiales ?

DH : Les objectifs de ce projet sont doubles. D’une part, il s’agit pour le groupe d’avoir à terme la même structure actionnariale dans GRTgaz et dans Elengy, c’est-à-dire 75 % du capital de chacune de ces entités contre aujourd’hui 100 % dans Elengy et 75 % dans GRTgaz. Cela aura mécaniquement pour effet de réduire notre dette de 200 millions d’euros. D’autre part, c’est un projet qui a un sens industriel car ce rapprochement pourrait permettre de mettre en œuvre des synergies opérationnelles. J’ajouterai que l’entrée d’un actionnaire tiers(3) dans le capital d’Elengy devrait rassurer les autorités quant au fait que si ces activités d’infrastructures restent intégrées dans le groupe, elles sont gérées conformément à l’esprit des directives, c’est-à-dire comme des entreprises indépendantes et non pas au service des seuls intérêts des activités commerciales du groupe. Cette opération devrait être conclue dans le courant de cette année et opérationnelle au 1er janvier 2018.


PGI : Ce qui confirme l’intérêt d’Engie pour les activités régulées…

DH : Lors de la présentation de notre stratégie en 2016, nous avions très clairement affirmé que nous souhaitions réorienter 85 % de nos revenus vers les activités régulées et contractées à long terme. Notre exposition à des marchés extrêmement volatiles comme celui des commodités ne nous permet pas d’être complétement maître de notre destin. Les infrastructures de transport d’énergie font clairement partie de la stratégie du groupe. Si le niveau des rendements issus de ces activités est moindre que pour les activités marchandes, les revenus qui y sont liés sont aussi plus réguliers et plus stables.

Site de production et d’injection de biométhane de Chagny (Saône-et-Loire).


PGI : L’injection de biométhane dans les réseaux a couvert 0,05 % de la consommation de gaz en France en 2016 alors que LTECV fixe un objectif de 10 % en 2030. Comment dynamiser ces développements ?

DH : Les deux opérateurs d’infrastructures de réseau, GRTgaz et GRDF, font chacun la promotion des installations de biométhane connectées à leur réseau. Via notre filiale Engie Biogaz et Methabio Développement, notre filiale commune avec le groupe Suez, nous contribuons à développer nous-mêmes un certain nombre de projets. Nous sommes convaincus que l’objectif de la LTECV est atteignable mais il faut pour cela que l’on arrive à accélérer les procédures administratives. Il n’y a pas de raison fondamentale à ce que le temps de développement d’un projet de biométhane soit beaucoup plus long en France qu’en Allemagne. Il convient donc d’aller beaucoup plus loin dans l’encouragement à cette production. On pourrait par exemple imaginer que le coût du poste d’injection, qui est aujourd’hui à la charge du porteur de projet, soit mutualisé dans les tarifs de transport et de distribution. Si le développement du biométhane est d’intérêt public, et nous pensons que c’est le cas, pourquoi ne pas faire porter le poids de cet investissement par l’ensemble des utilisateurs du réseau de gaz naturel.

(1) de 461 TWh en 2015 à 385 TWh en 2035
(2) Cadre d’Action National pour le développement des Carburants Alternatifs dans le secteur des transports et le déploiement des infrastructures correspondantes, élaboré par la France dans le cadre de la directive AFI (Alternative Fuels Infrastructure)
(3) la Société d’Infrastructures Gazières (SIG, détenue par CNP Assurances et la Caisse des Dépôts) détient 25 % du capital de GRTgaz.

Images : Engie, GRTgaz et Elengy

Propos recueillis par Eric Saudemont

Partager