Thierry TROUVE, directeur général de GRTgaz

2015-06-25T12:21:44+00:00

« La difficulté de nos choix d’investissements est liée au manque de visibilité à long terme »

Directeur général de GRTgaz, Thierry Trouvé fait le point sur les développements en cours et les projets du gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel. Dans un paysage énergétique qu’il juge « incertain », le dirigeant du GRT considère que le gaz « est une chance pour la transition énergétique » et réaffirme sa volonté de s’engager dans la « 3e révolution du gaz », celle des gaz verts.

Note : cet entretien a fait l’objet d’une parution dans le numéro 1835 de la revue « Pétrole et Gaz Informations » (mars-avril 2015).

Pétrole et Gaz Informations : GRTgaz a fêté ses dix ans en janvier 2015. Depuis sa création, l’entreprise a très fortement développé ses infrastructures de transport…
Thierry Trouvé : En effet, ces dix dernières années, GRTgaz a engagé un programme de développement majeur pour favoriser l’ouverture du marché du gaz en France et en Europe. Depuis 2005, les investissements dans le réseau ont ainsi été multipliés par 5 pour atteindre de l’ordre de 7 à 800 millions d’euros par an. Le développement de nouvelles infrastructures a permis de lever les congestions qui limitaient les transits dans notre pays et de faire évoluer considérablement l’organisation du marché de gros en France.
Ainsi, de sept zones de marché en 2004, nous sommes passés à trois zones en 2009. Au 1er avril 2015, grâce à notre coopération avec TIGF (1), nous allons créer une place de marché commune dans le sud de la France. A l’horizon 2018, les zones Nord et Sud fusionneront pour créer, en France, un marché de gros unique.
En parallèle, nous avons développé les interconnexions avec des transporteurs adjacents en Espagne, en Belgique et en Allemagne. Nous avons également réalisé des développements importants pour accroître les capacités de transport en sortie des terminaux méthaniers de Fos-sur-Mer. Actuellement, nous sommes mobilisés pour raccorder le terminal de Dunkerque qui doit être mis en service à la fin de l’année 2015. Pour raccorder cette installation au réseau de transport et accueillir les quantités supplémentaires de gaz, GRTgaz investit dans de nouveaux ouvrages qui permettront de renforcer les capacités de transport dans la moitié nord de la France et de sécuriser les approvisionnements.

PGI : La contrepartie de ces évolutions significatives est l’augmentation des tarifs de transport…
TT : GRTgaz doit en effet financer ces investissements et les dépenses d’exploitation qui vont avec le développement de ses actifs. C’est la raison pour laquelle, la Commission de régulation de l’énergie doit approuver les investissements que nous proposons au marché après une large concertation. La question que l’on peut se poser aujourd’hui est, à quel moment considère-t-on que l’on a suffisamment investi par rapport aux besoins réels du marché. Depuis 2008, la crise économique et le succès des nouvelles politiques d’efficacité énergétique ont impacté la consommation de gaz en Europe.
En France, la consommation de gaz s’est stabilisée autour de 450 TWh/an (plus ou moins en fonction de l’aléa climatique). Pour autant, le développement de nos infrastructures permet à la fois de, renforcer notre indépendance énergétique, d’offrir aux acteurs du marché la possibilité de faire des arbitrages entre les différentes sources de gaz. À ce titre, les résultats sont très positifs.
Ainsi, il y a quelques années, en hiver, on ne pouvait pas se passer des flux au terminal de Montoir pour assurer l’alimentation des consommateurs situés en Bretagne. Aujourd’hui, même si les shippers choisissent de ne pas utiliser le terminal, la fluidité du réseau de GRTgaz permet d’assurer l’alimentation de ces clients même pendant la période hivernale. Nos schémas de flux ont également considérablement évolué. La difficulté de nos choix d’investissements est liée, aujourd’hui, au manque de visibilité à long terme. Plus généralement, l’incertitude qui gagne les investisseurs est d’abord le résultat du manque de stabilité dans les politiques publiques nationales et européennes.

Arc de Dierrey © GRTgaz/leuropevuduciel.com

PGI : Quels sont les travaux de développements actuellement en cours ?
TT : En 2015, nous finaliserons les ouvrages situés dans la moitié Nord de la France. Ces infrastructures permettront d’acheminer le gaz en provenance du futur terminal méthanier de Dunkerque, vers l’Est et le Sud du pays. En décembre 2014, l’artère des Hauts de France qui relie Loon-Plage (Nord) à Cuvilly (Oise), a été mise en service. Nous avons également finalisé, l’année dernière, la pose de trois des cinq tronçons de l’Arc de Dierrey, canalisation de 308 km de long entre Cuvilly et Voisines (Haute-Marne). Les deux  derniers tronçons seront posés cette année.
Afin de répondre à la demande des expéditeurs dans le nord du pays, et de permettre, pour la première fois, d’acheminer du gaz de la France vers la Belgique, GRTgaz et Fluxys se sont associés pour la construction d’une nouvelle canalisation de transport de gaz naturel. Côté français, l’artère des Flandres, canalisation de 23 km entre Pitgam et Hondschoote, permettra de relier le réseau de GRTgaz et le futur terminal méthanier de Dunkerque au réseau belge de Fluxys.

PGI : Quels sont les projets à venir ?
TT : Nous avons déposé une demande d’autorisation ministérielle pour construire et exploiter le projet Val-de-Saône, qui assurera la liaison entre Etrez (Ain) et Voisines (Haute-Marne). Ce projet consiste notamment à doubler l’artère de Bourgogne, avec un gazoduc de 1200 mm de diamètre, sur 189 km et à renforcer la puissance de la station de compression d’Etrez en y installant une troisième machine de 9 MW. Pour ce projet, nous nous mobilisons pour l’obtention d’une subvention européenne.
En 2014, la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) a confirmé l’intérêt du projet Val de Saône pour créer un marché de gros unique du gaz en France et faciliter ainsi l’accès aux sources de gaz les plus compétitives pour le consommateur français. Au niveau européen, ce projet permettra de développer la fluidité des transits entre les marchés du nord et du sud de l’Europe (péninsule ibérique) et de renforcer la sécurité d’approvisionnement.

PGI : Un autre développement majeur est le projet Eridan qui a été déclaré d’utilité publique l’année dernière…
TT : C’est exact. Nous avons d’ailleurs reçu l’autorisation ministérielle de construire ce gazoduc le 5 janvier 2015. Le projet Eridan consiste à doubler l’artère du Rhône par une canalisation de 220 km entre les stations d’interconnexion de Saint-Martin-de-Crau (Bouches-du-Rhône) et de Saint-Avit (Drôme). Dans sa délibération du 17 décembre 2014, la CRE a rappelé que cet investissement reste nécessaire à l’augmentation des flux de gaz dans le sens Sud vers Nord, dans la perspective d’un développement des capacités d’entrée directement depuis l’Espagne ou des capacités de regazéification situées à Fos-sur-Mer. Par ailleurs, il y a périodiquement des réunions entre les autorités françaises et espagnoles pour échanger sur les opportunités de renforcer les interconnexions entre les deux pays.

PGI : Qu’en est-il du projet Midcat (Midi-Catalogne) qui vise à créer une interconnexion avec l’Espagne, à l’est des Pyrénées, à l’horizon 2021 ?
TT : Les premières discussions concernant ce projet ont commencé dès 2006. Là aussi, la question à se poser est de savoir si ce gazoduc permettra de développer des capacités significatives entre la France et l’Espagne, compte tenu de ce qu’est le réseau aujourd’hui et de ce qu’il sera à l’horizon 2018, quand nous aurons réalisé la fusion Nord-Sud. Avec nos homologues espagnols, nous pensons qu’il est nécessaire de mettre à jour les études de ce projet afin de l’adapter aux nouvelles conditions du marché et aux objectifs politiques des Etats et de l’UE qui visent à renforcer les capacités entre nos deux pays.

PGI : La filière gazière estime que le projet de loi relatif à la transition énergétique (PLTE), qui a été adopté par le Sénat le 3 mars, affiche un bilan « mitigé » pour ce qui est du gaz…
TT : Le PLTE est essentiellement un projet « électrique » même s’il n’est pas mauvais vis-à-vis du développement du gaz. Des éléments positifs ont même été apportés dans ce texte par le Sénat. Reste que le PLTE vise à réduire de 30 % la consommation d’énergie fossile d’ici à 2030. Cette évolution pose une vraie question de visibilité pour les opérateurs du marché et, bien sûr, pour les opérateurs d’infrastructures comme GRTgaz.
On nous demande d’investir aujourd’hui dans des infrastructures qui seront opérationnelles dans 10 ans, alors que ces dernières s’amortissent sur 50 ans et que, peut être, dans 30 ans, on pourrait, dans la vision de certains, ne plus utiliser le gaz. La question du financement des ouvrages qui permettront d’améliorer la sécurité énergétique de l’UE est donc posée dès lors que le marché n’est pas capable d’assurer ces financements et que les opérateurs n’ont pas de visibilité.

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Mise en fouille (© GRTGaz/Olivier Jacques).

PGI : Vous utilisez souvent l’expression de « 3e révolution du gaz ». Que recouvre plus précisément cette formule et de quelle « révolution » s’agit-il ?
TT : Cette « 3e révolution » du gaz concerne les gaz verts après la 1ère révolution du gaz de ville et la 2ème, celle du gaz naturel. Le gaz est une chance pour la transition énergétique. Le réseau de transport de gaz peut jouer dès maintenant un rôle fondamental pour favoriser l’émergence d’un mix énergétique plus équilibré. Dans les années à venir, des ressources gazières flexibles seront nécessaires pour accompagner le développement des énergies renouvelables. Il faut penser le système énergétique de façon globale.
Dans ce contexte, trois sujets prioritaires ont été identifiés : le biométhane, le gaz naturel carburant (GNC) et enfin le Power to gas. Pour ce qui est du biométhane, nous y sommes très favorables car il s’agit d’un gaz renouvelable produit localement, qui crée de la richesse et qui améliore la balance commerciale. Le biométhane peut aujourd’hui être injecté dans le réseau de GRTgaz. Pour des considérations économiques, GRTgaz étudie tous projets d’injection de biométhane situés à proximité de son réseau et d’un débit suffisamment important.
A l’horizon 2020, la concrétisation des premiers projets devrait représenter un volume compris entre 1 et 3 TWh de biométhane dans le réseau de transport. Les premiers mètres cubes de gaz seront injectés dans notre réseau cet été. Le projet est porté par le SMET 71 (2), en Saône-et-Loire, dont l’unité de tri-méthanisation-compostage, implantée à Chagny, produira du biométhane à partir de déchets ménagers. Plus d’une centaine de projets, plus ou moins avancés, sont actuellement à l’étude.

PGI : Quelles sont vos actions aujourd’hui pour développer le marché du gaz naturel carburant ?
TT : Nous travaillons avec un certain nombre de partenaires industriels pour développer le gaz carburant en France. Un véritable essor de la mobilité gaz en France, au-delà des marchés de niche qui peuvent être captés par des stations privatives, nécessite 3 éléments indissociables : un réseau de stations publiques  une large offre de véhicules GNC et des clients. GRTgaz travaille sur ces 3 axes pour développer une offre globale. Il faut réussir à créer les conditions du succès.

PGI : GRTgaz est engagé dans un projet de R&D industriel de Power to gas. Quelle pourrait être la place de cette technologie dans la perspective de la transition énergétique ?
TT : L’une des problématiques importantes des électriciens est de faire face tout à la fois à l’intermittence de la production des ENR et à la fluctuation de la demande. Le système gazier a des qualités importantes et parfois méconnues : sa capacité de stockage et sa flexibilité. Il ne faut pas oublier que le rapport de consommation de gaz entre un jour froid d’hiver et un jour chaud d’été est de
1 à 6.
Nous proposons donc d’utiliser de manière intelligente et complémentaire les systèmes électrique et gazier pour réaliser des économies et avoir un système global plus performant sur le plan environnemental. La technologie du Power to gas permettrait de transformer en gaz l’énergie électrique intermittente et excédentaire qui n’a pas pu être stockée, exportée ou délestée. Selon une étude que nous avons fait réaliser, en collaboration avec GrDF et l’Ademe, sur les 75 TWh environ d’énergie intermittente produites à l’horizon 2050, la technologie du Power to gas permettrait de valoriser plus de 25 TWh.
Par électrolyse de l’eau, on pourrait ainsi produire environ 20 TWh de gaz.
GRTgaz souhaite se positionner comme un acteur clé en développant le premier pilote de Power to Gas raccordé au réseau de transport de gaz français. Notre projet permettra de tester différentes technologies et de travailler sur un modèle économique pour le futur. La décision d’investissement pourrait être prise d’ici à la fin de l’année. Une vingtaine de  démonstrateurs de Power to Gas existent déjà dans différents pays d’Europe.

PGI : Dans le cadre de vos projets d’innovation, vous avez mené une expérimentation d’usage de drones pour la surveillance du réseau. Quelles en sont les conclusions ?
TT : Nous avons en effet testé plusieurs drones dans différentes configurations d’usage. Si nous avons ainsi pu déterminer que les drones sont efficaces pour la surveillance linéaire du réseau de transport de gaz (par rapport au survol d’avion ou d’hélicoptère), la réglementation limite aujourd’hui la distance de vol de ces appareils. Nous ne pouvons donc pas passer en phase opérationnelle. En revanche, pour surveiller des points spéciaux comme des zones boisées ou montagneuses, des franchissements de rivière ou encore des équipements en toiture, les drones, en particulier à voilure tournante, ont un réel intérêt opérationnel que nous allons concrétiser cette année.

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© GRTgaz/Olivier Jacques

PGI : Quels sont les enjeux stratégiques auxquels doit faire face votre entreprise aujourd’hui ?
TT : Dans un environnement complexe, en France comme en Europe et compte tenu des incertitudes qui pèsent sur l’avenir du marché du gaz, j’évoquerai deux enjeux majeurs. Le premier est le développement de notre activité à l’international. L’an dernier, nous avons remporté notre premier appel d’offre hors des frontières européennes. Il s’agit de la réalisation du  gazoduc de Los Ramones, au Mexique, aux côtés de GDF Suez. GRTgaz va ainsi piloter la construction d’un ouvrage de transport de gaz d’environ 300 km, d’une station de compression et de cinq postes de comptage. Ce projet, permettra de transporter du gaz américain jusqu’aux consommateurs mexicains.
Nous essayons de nous positionner sur d’autres appels d’offres de ce type afin d’exporter notre expertise et nos savoir-faire. Nos zones géographiques cibles sont l’Amérique latine, l’Asie du Sud-Est ou encore l’Afrique. Nous réussirons à nous positionner sur de nouveaux projets en faisant preuve de réactivité mais aussi grâce à notre capacité à proposer des solutions techniques adaptées au meilleur coût. Cette démarche, nous la mettons en œuvre avec la branche internationale du groupe GDF Suez.
Le second enjeu est de travailler au mieux avec les opérateurs d’infrastructures français et européens. En France, nous avons réussi ces derniers mois avec Storengy (3) et Elengy (3) à proposer de nouvelles solutions aux utilisateurs du réseau pour contourner la congestion Nord-Sud sans investissement supplémentaire. Avec nos homologues européens, nous continuons également de travailler à la mise en place des codes réseaux en Europe pour harmoniser les pratiques à l’échelle du continent. Plus généralement, nous étudions toutes les évolutions intelligentes utiles pour favoriser l’intégration des marchés, la compétitivité du gaz et la sécurité d’approvisionnement.

(1) TIGF assure le stockage et le transport de gaz naturel sur 15 départements du Sud-Ouest.
(2) Syndicat Mixte d’Etudes et de Traitement des déchets ménagers. Pour en savoir plus sur ce projet : www.smet71-ecocea.fr/
3) Filiales de GDF Suez, Storengy et Elengy sont dédiées, la première au stockage souterrain de gaz naturel,  et la seconde à l’exploitation et au développement de terminaux méthaniers.


Un pilote pour l’odorisation décentralisée

Obligatoire dans l’ensemble de l’Union européenne, la distribution de gaz odorisé fait l’objet de pratiques différentes selon les pays. Si la plupart des pays procèdent de façon décentralisée, en amont des réseaux de distribution, la France et l’Espagne odorisent le gaz naturel à son entrée sur le réseau de transport. L’harmonisation de ces pratiques est une condition préalable à l’exportation de gaz de la France notamment vers l’Allemagne ou la Belgique. Ce sujet est traité dans le code de réseau sur l’interopérabilité. Pour évaluer « la sécurité, la fiabilité et le coût des solutions techniques envisagées » dans la perspective d’un éventuel projet de décentralisation de l’odorisation, GRTGaz va installer cette année, près de Maubeuge, et tester pendant un an deux stations d’odorisation pilotes. « Les résultats de ces expérimentations seront ensuite partagés avec les parties prenantes », précise GRTgaz dans son plan décennal de développement 2014-2023.

 

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