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décembre 2019

LE GAZ, UNE ÉNERGIE D’AVENIR

Les évolutions récentes et les perspectives de développement du gaz sont radicalement différentes selon les zones géographiques. Dans le monde, la demande de gaz naturel croît rapidement, et devrait continuer sur cette lancée même dans le scénario le plus bas (pour le gaz) de l’Agence Internationale de l’Énergie. Mais la France (et l’Europe) anticipe une baisse de sa consommation et une substitution progressive du gaz naturel par des gaz renouvelables, qui, du fait de leurs nombreux avantages, conserveront un rôle clé dans l’économie “zéro carbone”.


UTILISATION ACTUELLE DU GAZ, EN FRANCE ET DANS LE MONDE

Avec près de 3 300 Mtep de consommation primaire dans le monde en 2018, la demande de gaz naturel n’a jamais été aussi élevée, et le gaz représente aujourd’hui près d’un quart de l’approvisionnement primaire en énergie dans le monde (23%), derrière le pétrole (32 %) et le charbon (26%).

Le gaz est aussi une des principales énergies utilisées en France: en 2018, avec une consommation primaire de 37 Mtep et une consommation finale à 30 Mtep, le gaz a assuré 20% de la demande finale d’énergie derrière le pétrole (42 %), juste derrière l’électricité (24%). Pour autant, la place du gaz dans l’approvisionnement primaire n’est que de 15% en France, notamment en raison de l’importance du nucléaire dans notre pays (41% de l’énergie primaire)1 et 2.

En France, le gaz est principalement utilisé pour des usages finaux (procédés industriels, chauffage des bâti­ments, eau chaude sanitaire et cuisson représentent plus des trois quarts de la consommation), alors qu’en Europe et dans le monde, le gaz tend à être plus fortement utilisé pour produire de l’électricité, comme le montre le gra­phique “Répartition de la consommation de gaz par sec­teur” ci-contre.

Même s’il est encore minoritaire, l’usage du gaz pour la mobilité s’est développé rapidement ces dernières années dans le monde, et il atteint 49 Mtep en 2018, un chiffre proche de la consommation primaire de gaz de l’Inde (50 Mtep en 2018), et supérieur à la consommation primaire française. En France, l’usage du gaz pour le transport est concentré sur les véhicules lourds (≥3,5t) et le transport public (bus), mais le gaz est aussi largement utilisé pour les véhicules légers dans plusieurs pays, tels que l’Italie, le Brésil ou l’Iran.

Les propriétés physiques du gaz (bien plus simple à stoc­ker que l’électricité) rendent le système gazier particuliè­rement adapté pour répondre à des variations rapides de la demande, que ce soit à l’échelle annuelle, mensuelle ou journalière. Ainsi, en France, la demande de gaz varie net­tement plus entre été et hiver que la demande d’électricité, et la pointe de demande (en puissance) est plus élevée (voir graphique “Puissances journalières moyennes en France” ci-contre).

De fait, la demande de gaz varie chaque année en grande partie en fonction des conditions climatiques (forte demande en cas d’hiver rigoureux). Les conditions clima­tiques ont également un impact sur l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité et donc sur la demande de gaz pour les centrales électriques, car le gaz constitue une indispensable “énergie de bouclage” au sein du système électrique.

Sur le plus long terme, la demande de gaz tend à baisser en France, du fait des efforts d’efficacité énergétique: amélioration des procédés industriels, meilleure isolation thermique des bâtiments (rénovation de l’existant, normes pour les bâtiments neufs), amélioration des systèmes de chauffage (par exemple remplacement des chaudières anciennes par des chaudières à condensation), qui réduisent la demande énergétique de la France, et dont l’effet fait plus que contrebalancer la croissance de la population et de l’activité économique.

Mais ces effets concernent toutes les énergies, et la demande de gaz ne baisse pas plus vite que la demande énergétique totale. De fait, la part du gaz dans la demande primaire est relativement stable en France, oscillant autour de 15% depuis une vingtaine d’années.

La situation est radicalement différente au niveau mon­dial : les effets de la croissance de la population et de l’activité économique dépassant les efforts d’efficacité énergétique, la demande d’énergie ne cesse d’augmenter (notamment tirée par la Chine), et la demande de gaz augmente encore plus vite – la part du gaz dans l’approvisionnement primaire mondial est passée de 20% en 1998 à 23% en 2018.

POTENTIEL DE DÉVELOPPEMENT DU GAZ

Les perspectives de croissance de la demande sont éga­lement très différentes selon que l’on regarde au niveau français (et européen) ou mondial. À long terme, les pro­jections dépendent aussi en grande partie des hypothèses que l’on retient en matière de volontarisme politique sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre, afin de faire face au défi du changement climatique.

Au niveau mondial, une forte croissance anticipée

Au niveau mondial, l’Agence Internationale de l’Énergie estime que la demande de gaz devrait continuer de croître nettement dans tous les cas: ainsi, dans l’édition 2018 de son World Energy Outlook3, l’agence prévoit une augmen­tation de +43% entre 2017 et 2040 dans son scénario central New Policies4, et de +23% dans son scénario Sustainable Development, pourtant nettement plus exigeant en matière de diminution des émissions de gaz à effet de serre, puisqu’il vise une baisse de 45% des émissions mon­diales entre 2017 et 2040. (voir graphique “Variation de la demande de gaz entre 2040 et 2017”). Du reste, dans ce scénario, le gaz naturel est le seul combustible fossile dont la consommation croît.

En effet, le gaz naturel est le plus propre des combustibles fossiles, et son emploi permet des réductions d’émissions de CO2 substantielles quand il remplace du charbon, notamment dans la production d’électricité: le contenu CO2 du combustible est plus faible (227 gCO2/kWh PCI pour le gaz contre 375 à 390 gCO2/kWh PCI pour le char­bon et le lignite5) et le rendement des cycles combinés à gaz (CCGT) peut atteindre 60%, alors que le rendement d’une centrale à charbon est typiquement inférieur à 40%. Ainsi, au total, recourir à une CCGT plutôt qu’à une cen­trale à charbon permet de réduire de près de 60% les émissions de CO2 pour produire la même quantité d’élec-tricité, ce qui fait du gaz une solution particulièrement intéressante pour réduire les émissions dans les pays qui utilisent encore le charbon et qui ont besoin d’une source d’électricité pilotable (à la différence des renouvelables électriques comme le solaire ou l’éolien qui, bien que leurs coûts de production aient baissé, restent soumis aux aléas météorologiques).

Mais les hausses anticipées de demande de gaz devraient se concentrer en Asie (Chine, Moyen Orient, Inde), car en Europe et en France, selon la façon dont les objectifs cli­matiques seront fixés et respectés, les projections anti­cipent au mieux une stabilité de la demande de gaz – plus probablement, une baisse accompagnant celle de la consommation énergétique dans son ensemble – et le gaz consommé devra devenir renouvelable en très grande partie (voire à 100% à terme) pour permettre d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050.

En Europe et en France: sobriété et à terme, remplacement total du gaz naturel par les gaz renouvelables

Ainsi, afin d’atteindre cet objectif de “zéro émissions nettes”, la Stratégie Nationale Bas Carbone française (SNBC) publiée fin 2018 vise une baisse de 50% de la demande toutes énergies confondues à horizon 2050, objectif qui demandera d’importants efforts d’efficacité énergétique (moins d’énergie pour le même service ou confort) et de sobriété (renoncement à certains services, moins de confort) et dont l’atteinte n’est pas garantie. Dans ce cadre, la consommation de gaz en France suivrait ce mouvement, baissant de 35% (hypothèse haute) à 55% entre 2015 et 20506 (cf. graphique “Consommation nationale de gaz y compris hydrogène” ci-contre), tout en devenant renouvelable à presque 100%. De fait, la part du gaz au sein du bouquet énergétique national ne reculerait pas de façon drastique dans ce scénario, illustrant – au moins de façon partielle – le fait que certains usages ne peuvent pas être électrifiés7, que le gaz permet de stocker, de transporter et de moduler de forts volumes d’énergie, et plus généralement que les différents types de gaz renouvelables offrent de nombreux avantages (cf. partie 3) qui rendent pertinent le maintien d’une part significative de l’énergie gaz dans le bouquet énergétique national. Cette part pourrait même être supérieure, car l’ADEME, dans son étude de 2018 “un mix de gaz 100% renouvelable en 2050?”8, a établi la présence en France d’un important potentiel de production de gaz renouve­lables, proche de la demande actuelle de gaz naturel, et donc supérieur à la demande anticipée en 2050 dans la SNBC – et au-delà, la SNBC ne prend pas en compte la possibilité d’importation (même marginale) de gaz bas carbone.

À plus court terme, la Loi pour la Transition Énergétique et la Croissance Verte (LTECV) de 2015 fixe un objectif de 10% de biométhane dans la consommation de gaz en 2030. Le Comité de prospective de la CRE (2019)9 a jugé qu’“au regard des ressources disponibles sur le territoire”, cet objectif de 10%, était “réaliste”, notant qu’il représente “une production de 39 à 42 TWh de biométhane”.

Un potentiel de croissance dans les transports

La baisse anticipée de la demande de gaz en France ne concerne pas tous les secteurs, et la demande de gaz pour le transport (notamment poids lourd) devrait augmenter car le gaz présente de nombreux avantages pour permettre une mobilité respectueuse de l’environnement:

  • Par rapport aux véhicules classiques, le gaz permet une réduction des émissions de CO2 pouvant dépasser -80% grâce aux gaz renouvelables; de plus, les véhicules au gaz (GNV) émettent des quantités de polluants très inférieures aux seuils de la norme Euro 6, en particulier sur les émissions d’oxydes d’azote et les émissions de particules, avec un maintien des performances environ­nementales sur toute la durée de vie des véhicules; ces avantages sont cruciaux car la pollution de l’air est res­ponsable de 48 000 à 67 000 morts prématurées par an en France10; par ailleurs, les véhicules à gaz per­mettent une réduction du bruit;
  • par rapport à l’électricité, les solutions de mobilité au gaz offrent une bien plus grande vitesse de recharge pour les utilisateurs, avec moins de contrainte sur les réseaux existants, une plus grande autonomie, et l’absence de batterie permet de réduire les impacts sur l’environne-ment (en termes de matériaux nécessaires à la construc­tion et à cause du recyclage).

Pour toutes ces raisons, et comme prévu par la Program­mation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et la SNBC, la place du gaz dans les transports est amenée à se renforcer, en particulier pour le segment des poids lourds, pour lequel le véhicule électrique n’est pas une solution adaptée.

Le GNV est d’ailleurs soutenu en France par une fiscalité avantageuse, bénéficiant d’une taxe à la fois faible et stable jusqu’en 2022 selon la loi de finance actuellement en vigueur. Les véhicules GNV (≥3,5t) ouvrent droit à un suramortissement qui atténue le surcoût à l’achat du véhicule. L’État et en particulier l’ADEME encouragent également le développement des stations d’avitaillement. Le gaz (sous forme de GNL) est aussi une solution adap­tée au transport maritime, et permet des réductions massives de polluants par rapport au fuel lourd: -99% d’émissions de soufre et de particules fines, -85% d’émis-sions d’oxydes d’azote. De plus en plus d’armateurs font ce choix, comme par exemple le Groupe CMA CGM11.

LES GAZ RENOUVELABLES: R&D ET IMPACTS

Il existe différentes filières de production de gaz renouve­lables, qui ont en commun de produire un gaz au contenu CO2 (en analyse de cycle de vie) très faible, et bien plus faible que le gaz naturel auquel ils peuvent se substituer en tant qu’énergie.

Les différentes filières ne sont pas à ce jour au même niveau de maturité. Ainsi, le développement de la produc­tion des gaz renouvelables s’appuiera essentiellement sur la filière méthanisation à court terme – dès aujourd’hui, les producteurs de biométhane peuvent bénéficier d’un tarif d’achat réglementé et garanti sur 15 ans s’ils l’injectent dans les réseaux – mais la recherche est active dans toutes les filières, en particulier dans l’hydrogène.

Gaz issus de biomasse: biométhane, pyrogazéification et algues

Différents types de ressources en biomasse permettent de produire des gaz renouvelables essentiellement com­posés de méthane (après épuration), par 3 procédés dis­tincts:

  • Méthanisation: voie biologique fondée sur l’utilisation de micro-organismes pour décomposer de la matière orga­nique humide; c’est le principal mode de production actuellement;
  • Pyrogazéification: voie thermochimique traitant la bio­masse sèche;
  • Gazéification hydrothermale: procédé de conversion thermochimique en eau supercritique de biomasses liquides organiques ayant un taux de matières sèches inférieur ou égal à 25% (effluents industriels, effluents agricoles, effluents agro-alimentaires, boues de STEP, digestats, algues).

Les recherches actuelles travaillent à améliorer ces pro­cédés et à faire baisser les coûts de ces différentes filières pour les rendre plus compétitives avec les énergies fos­siles et les autres énergies renouvelables. Par exemple, comme l’indique le comité de prospective de la CRE sur le biométhane en juillet 2019, “le développement massif de la filière [de méthanisation] permet d’envisager une baisse significative, de l’ordre de 30 à 60 €/MWh, des coûts de production [de cette filière] qui se situent actuel­lement entre 90 et 120 €/MWh”.

Avec un coût à la tonne de CO2 évitée de 200€/tCO2 selon le Trésor Public12, le biométhane est pertinent pour la réduction des émissions dans la transition énergétique, puisque la valeur de l’action pour le Climat révisée récem­ment par la Commission Quinet doit atteindre 250 €/tCO2 en 203013 (et par définition, “toutes les actions de décar-bonation dont le coût d’abattement est inférieur à la moyenne de la valeur tutélaire du carbone actualisée sur la durée de l’action sont pertinentes pour la collectivité” pour atteindre la neutralité carbone en 205013).

De plus, au-delà des aspects strictement énergétiques et climatiques, la production de biométhane offre une variété de bénéfices économiques, environnementaux et socié-taux, décrits notamment dans le rapport du Comité de prospective de la CRE9: limitation de la pollution des eaux, réduction des coûts de traitement des déchets, diminution du recours aux engrais minéraux azotés grâce au résidu du procédé de méthanisation, préservation de la biodiver-sité au travers des cultures intermédiaires à vocation éner­gétique (CIVE), diminution de la pollution par les nitrates, développement économique local et création d’emplois. Du fait que peu d’équipements sont importés (par rapport au photovoltaïque - PV - et à l’éolien), et que la production de biométhane permet d’éviter l’importation de gaz natu­rel, le développement du biométhane a un impact favo­rable sur le développement d’une filière industrielle d’excellence et sur la balance commerciale de la France. Et comme le montrent les chiffres de l’ADEME, la filière biogaz/biométhane est plus intensive en emplois locaux et apporte un chiffre d’affaires complémentaire pour les agriculteurs plus important à l’€ de subvention publique14, par rapport aux filières PV ou éolienne.

Power-to-gas, hydrogène et interactions avec le système électrique

Le Power-to-gas désigne la conversion d’électricité d’ori-gine renouvelable en hydrogène, par électrolyse de l’eau. Cet hydrogène peut être utilisé sur site (par exemple pour des procédés industriels), injecté dans un réseau (dédié ou non), ou combiné avec du CO2 (par exemple issu de la production de biométhane) pour produire du méthane qui peut alors être considéré comme renouvelable et sera injecté dans les réseaux.

Cette technologie tire ainsi parti du système gazier sur deux aspects: elle permet le transport de grandes quan­tités d’énergie sans développement de nouvelles infrastructures, alors que l’acceptabilité de nouvelles lignes électriques est sujette à débat, et elle permet le stockage de fortes quantités d’énergie sur de longues périodes de temps, utile dans un monde où les ENR électriques intermittentes – éolien, PV – sont appelées à prendre une part importante dans le mix énergétique.

En particulier, se pose la question du stockage inter-sai­sonnier de l’électricité car l’ensoleillement et donc la pro­duction photovoltaïque sont 3 fois plus importants en été qu’en hiver, tandis que la demande d’électricité est 50% plus élevée en hiver qu’en été du fait des besoins de chauf­fage. Dans l’état des connaissances actuelles, il n’est pas envisagé que ce type de situation puisse être géré par les batteries, qui sont généralement utilisées pour transférer des volumes limités d’énergie sur quelques heures. De même, le stockage d’énergie par air comprimé et le stoc­kage hydroélectrique par pompage fournissent des capa­cités de stockage trop limitées (en France, le parc hydraulique ne peut stocker que quelques jours de consommation), et sont généralement utilisés sur des horizons plus courts.

Le Power-to-gas est actuellement la seule technologie considérée capable de stocker et transférer des volumes de l’ordre du TWh d’énergie sur plusieurs mois – en pro­fitant des infrastructures de stockage de gaz actuelles, qui permettent dès aujourd’hui de stocker l’équivalent de plusieurs mois de consommation.

Ainsi, alors qu’il est utilisé quasi-exclusivement aujourd’hui comme une matière première, l’hydrogène pourrait deve­nir dans les prochaines décennies un vecteur énergétique important dans les économies neutres en carbone, et de fait, de nombreux scénarios d’évolution du mix énergé­tique à long terme en France ou en Europe lui réservent une place non négligeable.

L’intérêt de l’hydrogène renouvelable dans la transition énergétique a été souligné en 2018 par les pouvoirs publics français (Plan Hulot). Aussi, le Ministère de la Transition écologique et solidaire a confié aux opérateurs la mission de définir dans quelles conditions les mélanges d’hydrogène et de biométhane peuvent être accueillis dans les infrastructures françaises. Les travaux actuels de recherche et développement s’intéressent à ces questions. Les opérateurs travaillent également à identifier et évaluer les évolutions potentiellement nécessaires de leur outil industriel et l’impact sur les infrastructures gazières adjacentes.

L’engagement des opérateurs d’infrastructures gazières s’exprime d’ores et déjà par plusieurs pilotes ou projets dont notamment le projet Jupiter 1000 qui explore les aspects de couplage des énergies renouvelables intermit­tentes et des réseaux gaz.

CONCLUSION

Alors que la consommation de gaz continuera d’augmenter dans le monde, atteindre la neutralité carbone en France et en Europe comporte de nombreuses inconnues. Pour en rendre le coût supportable, il conviendra de tirer le meilleur parti de toutes les énergies bas carbone – et des réseaux de gaz déjà installés – en raisonnant à l’échelle du système énergétique dans son ensemble et en synergie avec les politiques publiques telles que la gestion des déchets ou l’agriculture.

Pendant ce temps, le rôle d’un transporteur de gaz tend à s’élargir: transporter des gaz renouvelables, y compris issus de l’électricité, piloter des productions décentralisées et faire le lien entre les territoires pour assurer la solidarité nationale, permettre la sécurité d’approvisionnement – en gaz mais aussi en électricité – en facilitant le stockage d’énergie via le vecteur gaz, ou encore transporter du CO2 pour permettre le CCS (capture-stockage du carbone) technologie dont le GIEC a rappelé l’intérêt dans son rap­port de 201815.

Ainsi, face à un futur incertain, les vertus du système gazier font de lui un accélérateur de la transition, une assurance pour l’avenir et un choix sans regret.

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