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Des Smart grids aux Smart networks : une approche multi-énergies des défis énergétiques actuels, de l’Europe jusqu’au cœur des territoires

En accompagnant une évolution profonde du paysage énergétique, les réseaux qui permettent l’acheminement d’énergie jusqu’à son point de consommation vivent une modernisation sans précédent. Ce que l’on nomme « Smart grids » en est le résultat : un ensemble formé par les réseaux d’énergie proprement dits associés aux technologies de l’information et de la communication (TIC) permettant de maximiser la part des énergies renouvelables au sein des consommations énergétiques et d’améliorer l’efficacité de l’acheminement tout en assurant des prix abordables et compétitifs.

Visible à de multiples niveaux des systèmes gaziers et électriques, cette convergence progressive de deux secteurs traditionnellement distincts ouvre ainsi la voie à une gestion avancée des moyens de stockage, de production d’énergie distribuée et renouvelable, ainsi que des consommations.

L’émergence de nouveaux objectifs environnementaux

La mise en œuvre des objectifs de la politique européenne de l’énergie aura des impacts considérables sur le système énergétique. Déclinés par chaque État membre en tenant notamment compte du parc de production et du PIB par habitant, ces objectifs créent deux défis majeurs :

  • une production d’énergie renouvelable croissante. Le système électrique devra savoir intégrer un nombre croissant de moyens de production d’électricité prévisibles mais non programmables du fait de l’intermittence des sources renouvelables ;
  • une production d’énergie décentralisée croissante. Les réseaux de gaz et d’électricité accueilleront un nombre croissant de moyens de production décentralisés : sources renouvelables (biogaz, photovoltaïque diffus, petites fermes éoliennes, biomasse, petit hydraulique, etc.) mais, également, cogénération, poussée par les objectifs d’efficacité énergétique. Le développement de la production décentralisée conduit à multiplier de manière importante les points d’injection de l’énergie au niveau des réseaux de distribution, historiquement conçus pour l’acheminer et non la collecter.

En parallèle, les usages de l’électricité et du gaz connaissent de profondes évolutions. Si certains usages ont pris une ampleur considérable (climatisation, chauffage électrique, équipements numériques), des technologies sobres et intelligentes, mono-énergie ou hybrides se développent et viennent modifier les profils de consommation de gaz et d’électricité : véhicule au gaz naturel, électrique ou hybride, pompe à chaleur électrique, chaudière hybride ou encore équipements de micro-cogénération.

Sous l’impulsion de ces avancées, l’organisation traditionnelle de l’approvisionnement en énergie évolue en faveur d’un rôle de plus en plus actif porté par les réseaux de distribution. Le fonctionnement unidirectionnel et centralisé laisse peu à peu la place à une boucle locale intégratrice de ressources et de technologies sobres en énergie, au plus proche des besoins du consommateur final.

Une solution qui consisterait à restreindre le raisonnement à une évolution des réseaux électriques ou à une course à la technologie mono-énergie est sous-optimale et difficilement réalisable, eu égard à la démographie croissante en ville, à la difficile acceptabilité sociale des nouvelles infrastructures et aux coûts importants des investissements à consentir.

Cette adaptation du système énergétique passe, donc, par une valorisation de l’ensemble des infrastructures présentes sur les territoires et par le développement d’une stratégie de coopération plutôt que de concurrence entre les différentes énergies.

Pour en savoir plus :

Livre vert « Un cadre pour les politiques en matière de climat et d’énergie à horizon 2030 », Commission européenne, mars 2013

Les Smart gas grids, brique constitutive des Smart Networks

Le terme Smart gas grids définit un réseau de distribution de gaz qui se modernise et intégre des fonctionnalités issues des TIC. S’appuyant sur la mise en service d’éléments communicants, les outils de l’exploitant du réseau de gaz évoluent au service d’un triple objectif :

  • une efficacité en constante amélioration,
  • la prise en compte du rôle croissant de nouveaux acteurs – y compris des consommateurs,
  • l’instauration de passerelles de coopérations entre réseaux collectifs (eau, gaz, électricité, chaleur, télécom, assainissement)...

La définition d’un Smart gas grids s’articule autour de 4 macro-fonctionnalités définies par le groupe d’experts 4 missionné par la Commission européenne en 2011 (voir interview de M. Christian Buffet en partie 3) :

  1. intégration croissante de gaz vert dans les consommations ;
  2. efficacité croissante du réseau de distribution de gaz ;
  3. intégration de technologies plus efficaces chez les clients ;
  4. coopération des réseaux à la maille locale.

En complément de cette vision européenne, GrDF développe un volet complémentaire : le projet de comptage communicant gaz « Gazpar ». Il sera le levier d’optimisations de l’exploitation grâce à une meilleure connaissance de l’état des flux sur les réseaux de gaz, améliorera la qualité de service et la satisfaction client et constituera un véritable outil de maîtrise de la demande en énergie au service de tous.

Le réseau de distribution gaz se modernise et se dote ainsi des outils qui lui permettront de jouer pleinement le rôle qui lui revient dans un système énergétique optimisé global. Au service d’une meilleure compétitivité, d’une sécurité d’approvisionnement renforcée et de l’intégration des ressources renouvelables incluant le biogaz, la complémentarité et le couplage gaz-électricité permettent de sortir d’une vision mono-énergie pour développer une vision optimisée des Smart networks à l’échelle des territoires.



Ce dossier a été rédigé en collaboration avec GrDF.




Quels sont les besoins des systèmes énergétiques actuels ?

La France a fait le choix historique d’investir dans des centrales nucléaires pour la production de base d’électricité et de façon complémentaires dans des infrastructures gazières étendues pour les usages thermiques et intensifs.

Ainsi, le gaz fait partie des atouts du mix énergétique français puisqu’il s’agit d’une énergie disponible desservant 9 461 communes représentant 77% de la population française, sûre grâce à la diversité des approvisionnements et aux stockages souterrains massifs et enfin économique, avec un prix plus bas que les autres énergies conventionnelles (électricité, fioul, GPL) en moyenne sur les dix dernières années.

Par ailleurs, l’injection de biométhane offre dès à présent la possibilité de développer un gaz triplement vert au cœur des territoires : production d’énergie renouvelable, valorisation des déchets et production d’engrais naturels. L’avenir du gaz passe, également, par des compteurs communicants au service des consommateurs et de la maîtrise de la demande et par un réseau plus intelligent et surtout interconnecté avec ceux de l’eau, de l’électricité, des télécom, de l’assainissement qui déploieront demain une optimisation globale des infrastructures locales, au service de la collectivité.

Un double choix historique : nucléaire pour l'électricité de base, gaz naturel pour les usages thermiques

Fukushima, gaz de schiste, marée noire en Louisiane et baril de pétrole à 120 $, remise en question des énergies renouvelables :… il est trop tôt pour tirer des conclusions sur la nouvelle donne qui émergera de cette période troublée mais certains fondamentaux commencent à se dessiner.

En particulier, si personne ne peut contester la pertinence des « Smart grids » électriques ou de l’augmentation de la part des énergies renouvelables, le gaz lui reste une énergie paradoxale : solution pour les uns, énergie fossile à éviter pour les autres… Et pourtant, le rôle que le gaz a joué un rôle essentiel pour faire de la France un pays en pointe en matière d’énergie et de respect de l’environnement est essentiel.

Deux choix structurants, mis en œuvre par les entreprises publiques intégrées de l’époque, EDF et GDF, ont construit la politique énergétique française: le programme électronucléaire, bien connu et, ce qui est moins connu, le choix fort d’un réseau de distribution de gaz naturel étendu. Ainsi près de 80 % de la population réside dans des communes desservies. Choix unique puisque la France disposait de faibles ressources en gaz naturel, mais pouvait compter sur des approvisionnements diversifiés : mer du Nord (53,7 % des approvisionnements) et Russie (16,5 %) par le Nord-est, Algérie et autres pays (26,6 %) par les terminaux de gaz naturel liquéfié de Fos et Montoir.

Ainsi, GrDF et ses 192 144 kilomètres de réseau est le premier distributeur européen, loin devant ses homologues allemands ou britanniques. Ce choix a permis de convertir les usages du charbon et des produits pétroliers dans l’industrie et les bâtiments, avec à la clé, une réduction des émissions de CO2 et un atout de compétitivité économique pour la France. En effet, le gaz naturel s’est révélé un choix très économique puisque moins cher en moyenne sur les dix dernières années que les autres énergies conventionnelles : électricité, fioul et GPL.

Le paradoxe actuel : un réseau de distribution de gaz sous-utilisé et le développement de la pointe électrique

Aujourd’hui sous-utilisé, le réseau de distribution de gaz est néanmoins un outil essentiel du système énergétique français. Il se modernise grâce à une intégration croissante des TIC et restera un atout pour la couverture des usages thermiques et intensifs dans les bâtiments et l’industrie.

La France compte en effet un peu plus de 11 millions de clients alors que les grands pays voisins, l’Allemagne, l’Angleterre, l’Italie en comptent en moyenne deux fois plus. Cette singularité tient à l’exception française du chauffage électrique. Ce chauffage électrique n’est pas alimenté par de l’électricité produite par des centrales nucléaires car le nucléaire, qui ne représente que 20 % de l’électricité en Europe, est destiné à la consommation dite de base c'est-à-dire stable dans l’année. Le chauffage électrique est couvert par d’autres types de productions très émettrices de CO2.
L’anticipation de la réglementation thermique 2012 (RT2012) avec le label bâtiment basse consommation permet de constater un rééquilibrage du mix en faveur des énergies renouvelables et du gaz. Cependant, si les parts de marché du gaz naturel dans le neuf connaissent une légère amélioration sur les marchés de la promotion privée et publique, le marché diffus reste largement déséquilibré.

Pour ce qui est du parc existant, le nombre de clients particuliers raccordés au gaz reste faible comparativement à nos voisins européens. et Lles gains de nouveaux clients tant dans le neuf que dans l’existant ne compensent plus la conversion des clients historiquement au gaz vers l’électricité (75 % des causes de résiliation).

Quelles sont les fonctionnalités développées par le réseau de distribution de gaz pour accompagner les changements du secteur énergétique ?

Il existe autant de définitions du fonctionnement d’un Smart grid qu’il y a d’acteurs au sein des systèmes énergétiques internationaux. Toutes ces définitions tentent d’apporter une réponse aux trois grands objectifs réaffirmés dans le Livre vert intitulé « Un cadre pour les politiques en matière de climat et d’énergie à l’horizon 2030 » adopté par la Commission européenne le 27 mars 2013 : assurer une croissance durable, des prix de l’énergie abordables et compétitifs et une plus grande sécurité énergétique.

Jusqu’à récemment réduites au seul domaine électrique, les différentes visions d’avenir s’accordent aujourd’hui sur trois points :

  • le rôle essentiel joué par les réseaux de distribution d’énergie dans cette évolution fondamentale des systèmes énergétiques ;
  • le souhait de valoriser les savoir-faire, ressources et infrastructures existants ;
  • la nécessité de développer des stratégies de coopération entre les réseaux collectifs.

Dans le cadre de sa démarche prospective « GrDF 2030 », l’entreprise a engagé depuis 2010 des travaux sur le rôle que le réseau de distribution de gaz peut apporter à l’efficacité énergétique, à l’accompagnement des évolutions de consommation de ses clients et au développement des énergies renouvelables, en particulier du biométhane. Cette démarche s’inscrit dans la concertation que GrDF développe sur tous les aspects de son activité, et se nourrit notamment des nombreux échanges au sein de groupes de travail de la CRE sur le comptage communicant ou dans le groupe de travail injection biométhane que GrDF copilote avec l’ADEME et qui rassemble toutes les parties prenantes de cette filière.

Cet engagement se manifeste aussi au sein des groupes de travail dédiés au Smart gas grids de Marcogaz, Eurogas et de l’International Gas Union (IGU), au sein desquels GrDF élabore, aux côtés d’autres distributeurs, les réseaux de demain suivant cinq objectifs :

  • permettre aux consommateurs de maîtriser leur demande ;
  • développer l’intelligence des usages ;
  • intégrer les gaz renouvelables ;
  • améliorer l’efficacité de la distribution ;
  • favoriser la coopération des réseaux à la maille locale.

Vers une meilleure maîtrise de la demande en énergie

Afin d’améliorer la qualité de service, de développer la maîtrise de l’énergie et d’optimiser le réseau de distribution, GrDF a engagé un ambitieux projet de modernisation de son système de comptage du gaz naturel. Une large concertation auprès des parties prenantes (régulateur, fournisseurs, collectivités locales et autorités concédantes, associations de consommateurs, panel de 400 clients sur 8 mois, etc.) et une expérimentation technique impliquant plus de 18 500 foyers dès 2010 ont permis de concevoir la solution la plus adaptée à l’ensemble de ses clients. Demain, l’accès à une information quotidienne permettra à chacun de consommer mieux et moins. En outre, cette information éclairera le choix des acteurs locaux dans les actions qu’ils engageront en faveur de la sobriété énergétique.

Selon les dernières estimations, les écogestes qu’adopteront les ménages grâce à la mise à disposition des index de consommation de gaz, permettront de réaliser des économies d’énergie qui couvriront largement le surcoût engendré par le déploiement des 11 millions de compteurs communicants Gazpar.

Pour en savoir plus :

Le comptage évolué en gaz

Vers l'intégration de technologies intelligentes plus efficaces

Dès aujourd’hui, des équipements biénergie performants tels que les chaudières hybrides permettent une optimisation et des arbitrages locaux entre le gaz et l’électricité. A partir de gaz naturel, les micro-cogénérateurs délivrent électricité et chaleur décentralisées, au plus près des besoins du consommateur tout en évitant les pertes liées à l’acheminement d’électricité. Associés à des outils de pilotage centralisés, ces technologies peuvent être gérées de manière concertée, par exemple, pour soulager le réseau d’électricité lors de pics de consommation.

Le réseau de distribution de gaz est un intégrateur de ces équipements de plus en plus accessibles et performants, jouant ainsi un rôle essentiel dans le développement de complémentarités avec d’autres vecteurs énergétiques.

Vers une intégration croissante de gaz vert dans les réseaux de gaz naturel

Aujourd’hui produit à base de déchets et, à plus long terme, de bois, de paille ou de micro-algues, le biométhane est un gaz vert, 100 % renouvelable, injecté dans le réseau de gaz naturel. La multiplication de points d’injection de gaz de qualités variables devient une réalité nécessitant une amélioration des indicateurs de performance du réseau de distribution : hier, le gaz ne provenait que du réseau de transport national ; demain, GrDF assurera l’accès au réseau à de multiples producteurs locaux de biométhane.

Avec actuellement plus de 300 demandes d’accès au réseau déposées auprès de GrDF par des producteurs de biométhane pour valoriser déchets agricoles (75 %) ou ordures ménagères (25 %), l’exercice de prospective énergétique de l’ADEME prévoit une pénétration de 14 % du gaz vert en 2030 et 56 % en 2050. Plus ambitieux à long terme, le scénario Facteur 4 que GrDF a proposé dans le cadre du débat sur la transition énergétique propose 70 % de gaz vert dans les réseaux à horizon 2050, en s’appuyant sur le développement de toutes les filières technologiques.

Pour étayer cette vision, GrDF contribue à l’étude technico-économique des procédés de gazéification de la biomasse solide et de méthanisation de micro-algues, avec dernièrement la publication de deux études de potentiel qui montrent tout le potentiel de ces technologies en France. Elles viennent compléter les études sur le potentiel de méthanisation de déchets. Tous ces potentiels étant complémentaires, un avenir où 100 % du gaz acheminé serait d’origine renouvelable est aujourd’hui techniquement envisageable.

Pour en savoir plus :

Towards a green natural gas efficient pathway through biomass gasification and methanation, 2011, GDF SUEZ, CEA, Ecole des Mines de Nantes, Université des Sciences et Technologie de Lille, LSA
Etude Biogaz, Etat des lieux et potentiel du biométhane carburant, février 2009, ADEME – AFGNV – ATEE Club Biogaz réalisée par GDF SUEZ, l’IFP et le MEEDDAT
Biomethane de gazéification - potentiel de production en France aux horizons 2020 et 2050, février 2013, GrDF – étude réalisée par GDF SUEZ et copilotée ADEME, MEDDE, MINEFI & MAAF
Biomethane de microalgues - potentiel de production en France aux horizons 2020 et 2050, février 2013, GrDF – étude réalisée par GDF SUEZ et copilotée ADEME, MEDDE, MINEFI & MAA

Vers une efficacité croissante du réseau de distribution de gaz

Favoriser la maîtrise de la demande, la diffusion d’équipements performants et innovants et l’intégration des gaz renouvelables suppose de toujours garantir une exploitation optimale du réseau.

Avec la création de bureaux d’exploitation, véritables « tours de contrôle » couvrant l’ensemble du territoire, c’est dès aujourd’hui au cœur du pilotage du réseau que GrDF place l’innovation et la technologie. La télésurveillance est déjà une réalité concrète chez GrDF puisque plus de 2 700 équipements transmettent des informations sur le réseau. D’ici 2020, de nouveaux outils de télésurveillance seront déployés, la supervision des bureaux d’exploitation sera centralisée et l’hypervision des réseaux sera généralisée. Tous ses outils viendront compléter les équipements déjà en œuvre pour garantir une sécurité maximale du réseau, comme les véhicules de surveillance du réseau (VSR) qui parcourent chaque année 80 000 kilomètres en « reniflant » la chaussée à la recherche de la moindre situation qui nécessiterait une réparation du réseau de gaz.

L’injection dans le réseau de distribution de gaz verts en change radicalement son mode d’exploitation. Comme évoqué précédemment, l’évolution vers un réseau de distribution qui devra gérer de multiples points locaux d’injection de biométhane, nécessite d’assurer l’équilibre entre les variations de consommation de gaz et la production de gaz verts. C’est pourquoi le réseau sera progressivement équipé d’outils de pilotage dynamique qui permettront d’optimiser et de maximiser l’intégration de gaz verts dans le réseau.

C’est grâce à des outils de surveillance de la qualité du gaz et de l’état du réseau plus élaborés, qu’un nombre croissant de points d’injection pourront être créés tout en répondant à une attente de qualité du service de plus en plus exigeante. Le réseau de gaz devient ainsi un véritable Smart gas grid au service des politiques énergétiques locales.

Vers une coopération croissante des réseaux à la maille locale

Les territoires disposent de très nombreux réseaux collectifs – gaz, électricité, chaleur, eau potable, eaux usées, télécommunications – qui ont été conçus de manière indépendante. Les rapprocher permettrait de mieux valoriser leurs services, chacun pouvant mettre ses atouts spécifiques au service d’une optimisation énergétique à la maille locale.

C’est dans cette perspective que GrDF valorise, notamment, la capacité de stockage « naturelle » du réseau de gaz et prépare l’émergence de procédés innovants, tels que la méthanation, qui permet de transformer l’hydrogène et le CO2 en méthane de synthèse.

Emblématique des efforts déployés par GrDF, « GRHYD » est un projet quinquennal de 10 millions d’euros inauguré en 2012 visant à évaluer l’opportunité technico-économique de l’injection d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel. Ce procédé permettra à terme de valoriser l’électricité renouvelable excédentaire grâce au réseau de gaz. Les Smart grids électriques et gaziers sont, donc, destinés à se rencontrer pour offrir de nouvelles optimisations au service des politiques énergétiques territoriales.



Christian Buffet est le directeur technique et industriel de GrDF.




Quelles évolutions technologiques et nouvelles applications font leur apparition à horizon 2030 ?

Si le réseau de gaz se modernise et accompagne l’évolution du paysage énergétique jusqu’à devenir un véritable Smart gas grid, les performances intrinsèques du gaz naturel sont encore loin d’être totalement exploitées. En particulier dans le domaine résidentiel-tertiaire, les acteurs du gaz, GrDF en tête, mettent en œuvre une véritable feuille de route de déploiement de nouvelles technologies autour de deux axes de développement :

  • la production d’énergie renouvelable avec les pompes à chaleur gaz naturel, disponibles dès à présent pour la chaleur collective et bientôt individuelle, et avec l’optimisation des couplages gaz-solaire ;
  • l’optimisation gaz-électricité avec le développement des micro-cogénérations individuelles capables de produire de l’électricité à un très haut rendement ou les chaudières hybrides capables d’arbitrer entre gaz et électricité. Ces technologies s’inscrivent évidemment dans les perspectives des Smart grids, prouvant là encore, comme avec le nucléaire, que le choix n’est pas entre gaz ou électricité mais bien d’un co-développement harmonieux de ces énergies.

Le biométhane : le gaz vert produit au coeur des territoires

Il est essentiel de considérer toutes les énergies renouvelables et non uniquement celles qui servent à la production électrique : le biométhane est ainsi un véritable gaz renouvelable produit à partir de déchets. Une fois épuré et injecté dans les réseaux de gaz, il permet de fournir une énergie qui a les mêmes caractéristiques que le gaz naturel, avec un triple bénéfice environnemental :

  • traitement des déchets, en évitant de rejeter le méthane directement dans l’atmosphère ;
  • réduction des émissions de gaz à effet de serre par la valorisation d’une énergie renouvelable ;
  • production de digestats utilisables comme engrais naturel.

Assurée de manière décentralisée, la production de biométhane est ancrée dans les territoires et participe à l’économie locale et circulaire ainsi qu’à la valorisation des nombreuses filières agricoles et agroalimentaires françaises.

Demain, la gazéification de la biomasse sèche et, après-demain, la méthanisation de la biomasse issue de la production industrielle de micro-algues offrent des perspectives de développement de gaz verts, en s’appuyant sur les filières d’excellence française : génie des procédés, recherche agronome, etc.

Avec une première injection de biogaz dans le réseau de distribution en juillet 2011, le potentiel total de ces différentes filières est ainsi estimé entre 400 et 550 TWh (études GrDF/MEDDE/MAAF/MEF : « Biométhane et micro-algue : évaluation du potentiel de production en France aux horizons 2020 et 2050 » et « Biométhane de gazéification : évaluation du potentiel de production en France aux horizons 2020 et 2050 », février 2013) pour une consommation de gaz en France de 520 TWh (2011). Avec actuellement plus de 300 demandes d’accès au réseau déposées auprès de GrDF par des producteurs de biométhane pour valoriser déchets agricoles (75 %) ou ordures ménagères (25 %), l’exercice de prospective énergétique de l’ADEME prévoit une pénétration de 14 % du gaz vert en 2030 et 56 % en 2050. Plus ambitieux à long terme, le scénario Facteur 4 que GrDF a proposé dans le cadre du débat sur la transition énergétique propose 70 % de gaz vert dans les réseaux à horizon 2050, en s’appuyant sur le développement de toutes les filières technologiques.

Des réseaux aux services des territoires

Le réseau de distribution de gaz évolue également pour s’adapter et intégrer les nouveaux gaz verts et assurer l’acheminement avec le meilleur niveau de sécurité et de qualité de service. Ainsi, GrDF construit en 2012 une solution de comptage communicant qui permettra de fournir davantage d’informations aux consommateurs et aux collectivités pour notamment favoriser la maîtrise de la demande. Ce projet unique en son genre vise le déploiement de 11 millions de compteurs à horizon 2020 pour que tous les consommateurs puissent bénéficier d’une information précise et fréquente ainsi que de nombreux services de suivi et d’alerte sur leur consommation.

Le réseau de distribution de gaz n’est qu’un des nombreux réseaux nécessaires au bon fonctionnement des territoires, aux côtés des réseaux électriques, de chaleur, d’eau potable, d’eaux usées et de télécom. Si ces réseaux ont jusqu’à maintenant été perçus par les urbanistes et aménageurs comme indépendants les uns les autres, de nombreuses interactions se développeront mettant en jeu le réseau gaz :

  • soutien au réseau de distribution électrique par la production décentralisée d’électricité à partir du gaz ;
  • optimisation technico-économique sur les zones d’aménagement entre réseau de chaleur et réseau de gaz ;
  • récupération de la chaleur résiduelle sur les réseaux d’eaux usées par des pompes à chaleur gaz permettant d’alimenter des bâtiments voire des mini-réseaux de chaleur ;
  • interactions multiples avec les réseaux télécoms pour la surveillance et la télé-exploitation des différents réseaux.

Le réseau de distribution de gaz participera à la prise en main par les collectivités de leur politique énergétique, appuyée sur un équilibre entre les ressources locales renouvelables et l’appel aux réseaux permettant le foisonnement et la solidarité entre les territoires.

GrDF sera demain en charge pour la collectivité d’un réseau de distribution avancé, capable d’acheminer des gaz verts à des consommateurs finaux soucieux de maîtriser leur consommation d’énergie et de limiter les impacts environnementaux.

Quelques éclairages économiques

Le gaz naturel, une énergie compétitive

Le gaz naturel est une énergie compétitive qui peut désormais profiter d’investissements déjà largement réalisés par la collectivité et amortis.

Mais cette compétitivité ne doit pas se faire au détriment de l’environnement et le gaz naturel possède à cet égard des qualités excellentes : très hautes performances de ces technologies matures telles que la chaudière à condensation, faibles émissions de CO2 (les plus basses de toutes les énergies fossiles, et même de l’électricité pour certains usages) et enfin couplage aisé avec les énergies renouvelables (solaire thermique et photovoltaïque, bois-énergie, etc.).

Une modernisation soutenue par des investissements additionnels modestes

A l’horizon 2020, dans le cadre d’une politique de transition énergétique, la trajectoire d’investissement dans le réseau de distribution de gaz se décompose en quatre sous-ensembles :

  1. les investissements « tendanciels dans le réseau », à savoir les investissements de remplacement des ouvrages, de sécurité, de cartographie ainsi que les investissements de raccordement des clients et ceux plus modestes de raccordement de nouvelles communes. Les investissements de renforcement prévisibles sont minimes étant donné la maturité du réseau, sa forte disponibilité et la baisse des consommations unitaires sous l’effet de l’amélioration de l’efficacité énergétique. Un scénario de transition énergétique modifie à la marge le niveau de ces investissements qui s’établissent en moyenne à 700 millions d’euros par an.
  2. les investissements dans le raccordement des producteurs de biométhane, avec une trajectoire de développement de cette énergie renouvelable qui peut largement s’accélérer par rapport aux premières projections validées au sein du groupe de travail Injection piloté par l’ADEME et GrDF et rassemblant la filière. Les investissements vont ainsi de 20 à plus de 50 millions d’euros par an à horizon 2020 en fonction du scénario de développement des injections de biométhane.
  3. les investissements dans le raccordement des stations publiques de distribution de gaz naturel véhicule (GNV) : la France dispose dès à présent d’un réseau de transport maillant le territoire complété par un réseau de distribution couvrant la majorité des villes françaises. Ainsi, 93 % de la surface de la France continentale se situe à moins de 25 kilomètres du réseau de transport de gaz, un nombre qui se réduit encore quand il est tenu compte des extensions du réseau de distribution. A noter que tous les principaux axes autoroutiers sont à proximité du réseau, ainsi que l’ensemble des centres urbains et des zones d’activités importantes où se situent les enseignes de la grande distribution. Dès lors, le raccordement d’une station publique GNV au réseau de transport ou de distribution de gaz représente un investissement faible de l’ordre de la dizaine de millions d’euros pour le long terme.
  4. les investissements dans la généralisation du comptage communicant gaz avec le déploiement des compteurs Gazpar qui permettront grâce à une information plus fréquente de favoriser la maîtrise de la demande en gaz en permettant la prise de conscience, l’identification des actions et la confortation des résultats obtenus. Les investissements nets de comptage communicant seront en moyenne de 100 millions d’euros par an sur la période 2015 à 2021. La décision éventuelle de généralisation de ce comptage dépend moins de l’ambition en matière de transition que de la capacité du projet à démontrer son intérêt pour la collectivité.

Au total, les investissements additionnels liés à ces évolutions restent modestes par rapport aux investissements tendanciels. Le réseau gaz permet, donc, une optimisation économique en supportant des évolutions au moindre coût vers plus d’intégration de gaz vert, vers de nouveaux usages performants comme le GNV et vers une meilleure maitrise des consommations d’énergie.

Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son douzième forum le 19 février 2013 sur le thème des Smart gas grids aux Smart networks : l’optimisation des réseaux énergétiques.

Anthony Mazzenga, Chef du pôle Stratégie au sein de la délégation Statégie Régulation de GrDF, Pierre Germain, Associé chez ECube Strategy Consultants et Bruno Charles, Vice-Président du Grand Lyon en charge de la démarche prospective en matière énergétique et du pilotage et de l’animation des outils du développement durable sont intervenus lors du forum afin de nous présenter les nouveaux réseaux de gaz et leurs apports en termes de compétitivité et de sécurité du système énergétique.


Point de vue d’Anthony Mazzenga
Chef du pôle Stratégie – Délégation Stratégie Régulation

Point de vue de Pierre Germain
Associé

Point de vue de Bruno Charles
Vice-Président, Chargé de la démarche prospective en matière énergétique et du pilotage et de l’animation des outils du développement durable


Vous découvrirez également les interviews suivantes :

 

Interview de GRTgaz

Interview de Pascal Vercamer
Chef de programme Réseaux au Centre de Recherche et d’Innovation pour le Gaz et les Energies Nouvelles (CRIGEN) de GDF SUEZ




Point de vue d’Anthony Mazzenga, Chef du pôle Stratégie – Délégation Stratégie Régulation

Le concept de Smart gas grids est moins connu que celui de Smart grids. La problématique de l’équilibre entre l’offre et la demande n’est en effet pas aussi prégnante en gaz qu’en électricité puisque que le gaz est une énergie stockable et transportable avec une très forte puissance unitaire dans les infrastructures. Les mécanismes et les matériels utilisés dans le domaine du gaz sont plus simples et plus robustes que ceux utilisés en électricité.

Pourtant, des travaux sont en cours sur ce sujet à l’échelle européenne depuis 2011 dans le cadre de la Task Force Smart grids de la Commission européenne. Le groupe d’experts n°4 de cette Task force a ainsi défini les quatre grandes fonctionnalités que développent les réseaux de gaz pour devenir des réseaux de gaz intelligents :

  • accroître la flexibilité du système énergétique en devenant un lieu de stockage de l’électricité fatale ;
  • renforcer leur capacité à accepter les gaz non conventionnels. Ce terme ne fait pas référence aux gaz de schiste mais au biométhane et à l’hydrogène. Ces gaz n’ont pas les mêmes spécifications que le gaz naturel, ce qui pose des interrogations quant à leur injection sur le réseau ;
  • améliorer l’exploitation, la sécurité et la continuité d’approvisionnement (télérelève et télépilotage des infrastructures) ;
  • et développer les usages du gaz smart, tels que les pompes à chaleur gaz, les micro-cogénérations ou les chaudières hybrides qui combinent une petite pompe à chaleur électrique et une chaudière à condensation.

À ces quatre grandes fonctionnalités, GrDF rajoute traditionnellement la fonctionnalité de comptage communicant, qui apportera de nombreuses avancées à la fois en connaissance et, donc, en optimisation du réseau pour le distributeur, mais également en développement de services pour les collectivités, les consommateurs et les fournisseurs de service de maîtrise de la demande en énergie.


Source : GrDF

Cette vision du réseau de distribution de gaz intelligent est partagée par l’ensemble des gestionnaires de réseaux de distribution de gaz en Europe. Ainsi, au Pays-Bas, le gestionnaire du réseau de distribution Alliander a représenté l’évolution de son réseau de distribution de gaz, intégrant un certain nombre d’éléments nouveaux : injection de biométhane, compteurs communicants, capteurs, installations de contrôle et de télé-exploitation. Cette réflexion sur l’évolution des réseaux de gaz est également en cours pour les réseaux de transport de gaz.


Source : GrDF

Concernant la première fonctionnalité « Réseau flexible », les associations spécialistes des problématiques gazières travaillent sur les complémentarités possibles entre le réseau électrique (en rouge sur l’image ci-dessous) et le réseau de gaz (en vert sur l’image ci-dessous). L’une de ces complémentarités réside dans le stockage d’énergie.

En France, les capacités d’énergie stockable dans les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) s’élèvent à 50 GWh, ce qui représente quelques heures de stockage. En revanche, les capacités de stockage des réseaux de gaz souterrains sont de plusieurs mois, soit une capacité d’énergie stockable trois mille fois supérieure à celle des STEP.

Ces capacités de stockage seront utilisées de plusieurs façons :

  • sur la production et le réseau de transport de gaz : les centrales à cycle combiné gaz et les chaudières à cogénération sont des composantes importantes du mix énergétique parce qu’elles apportent une très grande efficacité énergétique et de très faibles émissions de CO2 par rapport à leurs homologues charbon et une grande flexibilité pour pallier l’intermittence des énergies renouvelables électriques ;
  • sur le réseau de distribution et pour un meilleur approvisionnement en énergie des territoires, il est possible de transformer l’électricité excédentaire produite par les installations d’énergie de source renouvelable en hydrogène et de l’injecter sur le réseau. GrDF est engagé dans différents projets pilotes sur le sujet.

Le projet GRHYD expérimente l’injection d’hydrogène dans le réseau en testant l’ensemble des spécifications techniques (assurance de la sécurité sur le réseau mais également du côté des consommateurs, robustesse des matériaux, etc.). L’objectif est également de tester différents mélanges gaz naturel/hydrogène pour aller jusqu’à une part de 20 % d’hydrogène (aujourd’hui les spécifications du gaz naturel limitent à 6 % le volume d’hydrogène dans le gaz naturel).


Source : GrDF

Concernant la deuxième fonctionnalité « Acceptation des gaz non conventionnels », l’objectif actuel est d’améliorer la capacité du réseau de distribution à absorber et véhiculer le biométhane, un gaz vert produit localement (voir les projets de Lille en 2011 et Morsbach en fin d’année 2012 ci-dessous). Le procédé consiste à collecter les déchets fermentés cibles (par exemple déchets agroalimentaires, déchets du tri sélectif des ordures), à les méthaniser dans un méthaniseur (processus de fermentation) pour produire du biogaz.

Traditionnellement, ce biogaz est utilisé dans la cogénération pour produire de la chaleur. Cependant, il n’existe bien souvent pas de « débouché chaleur » à proximité des sites de traitement des déchets. L’épuration de ce biogaz en biométhane (qui a les mêmes spécifications que le gaz naturel) permet donc de trouver un nouveau débouché par l’injection de ce gaz dans le réseau de GrDF.

Le biométhane est aujourd’hui également utilisé sous forme de carburant. Ainsi, l’ensemble de la flotte de bus de Lille est alimentée en biométhane. Le Syndicat mixte de transport et de traitement des déchets ménagers de Moselle-Est (Sydeme) fait aujourd’hui rouler l’ensemble de sa flotte de bennes à ordures, camions et véhicules utilitaires de service de Morsbach au gaz naturel véhicule. Ils seront demain alimentés en biométhane.

Le cadre réglementaire de cette filière a été mis en place fin 2011. Par conséquent, si aujourd’hui encore peu de sites injectent, beaucoup se sont déclarés intéressés et poursuivent l’instruction de la faisabilité technique et économique. Ainsi, plus de 350 projets d’injection sont en cours d’instruction.


Source : GrDF

Parmi les solutions de production de gaz vert, la méthanisation des déchets est la solution au potentiel technique le plus fort aujourd’hui, notamment par valorisation des déchets agricoles. D’autres filières de valorisation de biomasse sont en cours de développement :

  • la gazéification de biomasse, un procédé de thermolyse à haute température qui permet de valoriser la biomasse sèche et ligneuse (bois et paille). Un projet pilote est actuellement en cours dans le Morbihan : le projet Gaia vise à démontrer la faisabilité technique de ce procédé pour qu’à l’horizon 2018-2020, il soit possible de construire les premiers sites industriels en France ;
  • un procédé de valorisation des microalgues est également à l’étude. Il s’agit de produire artificiellement et de manière industrielle de la biomasse dans des bassins ou des photobioréacteurs. Ces microalgues ont des propriétés intéressantes de bioremédiation et de traitement des affluents. Elles peuvent produire des composés à haute valeur ajoutée utilisés notamment en pharmacie. Une fois que ces composés ont été extraits, la biomasse restante peut être facilement méthanisée.

Le potentiel de production d’électricité à partir de l’hydrogène et de la méthanation est de 20 à 35 TWh (bornes du scénario ADEME et du scénario Négawatt, deux scénarios ambitieux de Facteur 4 qui recourent à ces technologies).

L’addition des potentiels de l’ensemble de ces procédés représente 400 à 550 TWh, soit un ordre de grandeur équivalent à celui de la consommation de gaz en France en 2011 (520 TWh).

Si, économiquement, toutes les solutions décrites précédemment ne seront pas accessibles, il sera possible, en combinant maîtrise de la demande et développement de ces solutions, d’augmenter la part du gaz vert dans nos réseaux. Certains transporteurs européens ont même annoncé à l’été 2012 qu’ils souhaitaient travailler de concert pour aller vers 100 % de gaz décarboné dans leurs réseaux à l’horizon 2050.


Source : GrDF

Concernant la troisième fonctionnalité « Exploitation, sécurité et continuité d’approvisionnement », il s’agit de développer le pilotage, le contrôle et la télérelève des équipements du réseau de distribution de gaz. En effet, aujourd’hui, la majorité de ces équipements ne le sont pas : par exemple les détendeurs se règlent au fil de l’eau par rapport aux conditions de pression. La grande souplesse qu’apporte le réseau de gaz permet de fonctionner sans opération en continu, contrairement à ce qui se passe sur les réseaux électriques pour assurer l’équilibre offre/demande.

Cependant, avec l’injection de biométhane sur les réseaux, le gestionnaire du réseau de distribution devra gérer l’équilibre offre/demande sur les différentes zones de distribution. Pour cette raison, mais également pour des raisons de qualité d’acheminement et d’optimisation de l’exploitation du réseau, GrDF met actuellement en œuvre un projet de téléexploitation. Ce projet se fera en trois étapes :

  1. télérelève d’un certain nombre d’informations pour améliorer la connaissance du réseau à l’échelon local, mais également à l’échelon national et être capable d’anticiper les écarts ;
  2. mise en place d’un système de télépilotage (Supervisory Control And Data Acquisition SCADA) d’un certain nombre de composants et des automatisations pour intervenir en évitant l’interruption de service ;
  3. optimisation de l’injection locale de biogaz puisque tout l’intérêt du système sera d’absorber en priorité le biométhane et donc de réduire les coûts associés au transport et à la distribution du gaz.

À partir de 2013, GrDF installera 7 000 équipements sur le réseau de distribution. En 2017, le gestionnaire de réseaux de distribution a pour objectif la mise en place d’un système SCADA qui lui permettra de téléexploiter son réseau de manière centralisée pour la sécurité et la bonne performance des installations.


Source : GrDF

Concernant la quatrième fonctionnalité « Usage du gaz smart », l’objectif est de compléter l’usage classique du gaz (chaudière à condensation dans le résidentiel tertiaire notamment) par de nouveaux usages plus performants :

  • le couplage des solutions gaz avec des énergies renouvelables, soit directement avec des pompes à chaleur qui utilisent du gaz, soit avec le solaire thermique ou la biomasse ;
  • le développement des micro-cogénérations, en remplacement d’une chaudière individuelle, qui permet de produire de l’électricité au plus près des besoins des consommateurs avec une très bonne performance ;
  • le développement des chaudières hybrides combinant une petite pompe à chaleur électrique et une chaudière à condensation. Cette solution permettra de sélectionner la meilleure des deux solutions, aujourd’hui en fonction de la température extérieure et demain en fonction d’un signal tarifaire, et ainsi de basculer d’une énergie à l’autre et d’optimiser les réseaux de gaz et d’électricité.


Source : GrDF

Pour GrDF, le comptage communicant est également une fonctionnalité des Smart gas grids. Le projet Gaspar vise à déployer 11 millions de compteurs communicants.

Aujourd’hui, le déploiement est terminé sur l’ensemble des gros consommateurs du réseau. Ainsi 30 % des volumes acheminés sur le réseau font l’objet d’un comptage communicant et d’une relève à fréquence a minima quotidienne.

L’objectif est avant tout d’équiper les petits consommateurs résidentiels pour :

  • améliorer la qualité de service : il sera possible de réaliser à distance les modifications de contrats (changement de fournisseur, changement de tarif avec index réel) ;
  • optimiser les réseaux de distribution : en connaissant mieux les consommations, GrDF pourra mieux dimensionner ses ouvrages, mieux définir ses modèles de prévision de consommation et mieux exploiter son réseau ;
  • développer la maîtrise de l’énergie : la première étude technico-économique qu’avait menée la CRE montrait clairement que le projet n’avait de sens pour la collectivité que s’il était capable de générer de la maîtrise de la demande, soit par une prise de conscience des consommateurs qui auront des éléments factuels pour comprendre leur consommation, soit par les services que développeront les fournisseurs. Les collectivités locales et les bailleurs sociaux seront également en mesure d’accompagner les consommateurs pour lire et comprendre leur consommation.

Le projet Gazpar est aujourd’hui dépendant d’un arrêté des ministres chargés de l’Energie et de la Consommation pour son déploiement généralisé.


Source : GrDF

À l’avenir, le réseau de gaz sera interconnecté avec les autres réseaux énergétiques des collectivités (Smart grid électrique, de chaleur, d’eau usée), ce qui permettra aux villes d’optimiser leur planification énergétique globale. L’ensemble des gestionnaires de réseau (gaz, électricité, chaleur, etc.) devront y travailler ensemble.


Source : GrDF

Alors qu’aujourd’hui, la France est en plein débat sur la transition énergétique, le réseau de gaz a déjà vécu plusieurs transitions énergétiques :

  • au début du XIXe siècle, le gaz était produit à partir de charbon (hydrogène et monoxyde de carbone). Chaque ville avait son usine locale de production de gaz ;
  • en 1956, ces usines locales ont été remplacées par des usines de production centralisées. Les grandes infrastructures nationales d’interconnexion des réseaux de distribution ont été construites pour acheminer le gaz. Certains usages ont été remplacés : l’éclairage au gaz est tombé en désuétude et le chauffage, l’eau chaude sanitaire et l’industrie sont devenus des usages du gaz prépondérants ;
  • aujourd’hui, une nouvelle transition est en marche : les ressources primaires évoluent à nouveau (énergies renouvelables par exemple), le vecteur énergétique change (méthane, hydrogène), de nouveaux usages (micro-cogénération) et de nouvelles formes d’organisation (solidarité énergétique des réseaux sur un territoire) apparaissent.


Source : GrDF


Anthony Mazzenga
19 février 2013





Anthony Mazzenga est chef du pôle Stratégie au sein de la Direction Stratégie Régulation de Gaz Réseau Distribution France (GrDF).



Point de vue de Pierre Germain, Associé - Ecube

L’étude présentée a été réalisée à la demande du gestionnaire du réseau de transport de gaz français, GRTgaz. L’objectif est de caractériser le rôle que pourraient jouer les infrastructures de gaz dans des scénarios où la production électrique renouvelable intermittente serait plus importante qu’aujourd’hui.

La problématique des surplus de production intermittente

Aujourd’hui, les capacités de production d’électricité à partir d’énergies de sources renouvelables installées étant faibles par rapport à la consommation intérieure, le système électrique français est capable de gérer les pics de production de ses parcs éoliens et solaires.

Le graphique ci-dessous compare la production d’électricité éolienne et la consommation intérieure sur la période du 14 au 16 décembre 2011, soit les trois jours en 2011 où la production d’électricité du parc éolien français a été la plus importante.


Source : E-CUBE Strategy Consultants / RTE

Le scénario énergétique de l’ADEME « Vision 2050 », publié en novembre 2012, envisage 70 GW d’éolien (7 GW aujourd’hui), 60 GW de photovoltaïque (3 GW aujourd’hui) et une réduction forte de la consommation intérieure en raison des politiques d’efficacité énergétique renforcées. En revanche, le scénario de l’ADEME à horizon 2050 ne chiffre pas les autres capacités du parc de production. En extrapolant le scénario 2030, une hypothèse sur le maintien d’une capacité de 20 GW de nucléaire a, donc, été introduite. Avec une part des énergies renouvelables prépondérante et une production nucléaire qui reste importante, le parc de production est très rigide et le système électrique contraint.


Source : E-CUBE Strategy Consultants / ADEME

À l’horizon 2050, pour estimer le volume des surplus de production, une modélisation de l’équilibre offre/demande heure par heure a été réalisée, en simulant la variabilité (éolien, photovoltaïque, demande) sur la base de données historiques.


Source : E-CUBE Strategy Consultants

Les solutions de gestion de ces surplus et le potentiel de l’électrolyse comme solution de gestion de ces surplus.

Sur le graphique suivant, la production d’électricité a été modélisé heure par heure avec une projection des conditions climatiques telles que rencontrées en 2011 :

  • en abscisses, les heures de l’année,
  • en ordonnées, les puissances,
  • en rouge, les moments où le système électrique sera excédentaire et donc générera le surplus,
  • en noir, le moment où la production d’électricité (au sens nucléaire et énergies renouvelables) sera déficitaire. Il faudra donc brûler du gaz pour produire de l’électricité ou en importer.

Le cumul des surplus de production pour ce système électrique modélisé à l’horizon 2050 est de 75 TWh par an, soit un surplus de 5 000 à 6 000 heures. C’est considérable.

L’Agence fédérale pour l’environnement en Allemagne a fait un travail similaire avec un système électrique dont le parc de production était 100 % d’origine renouvelable. Son résultat est du même ordre de grandeur que celui de l’étude réalisée sur le système électrique français (soit 150 TWh de surplus de production pour un parc de production 100 % renouvelable).


Source : E-CUBE Strategy Consultants / ADEME

Pour définir les solutions de gestion de ce surplus, il est important de considérer le profil de répartition : certaines périodes de surplus dureront moins de douze heures et d’autres pourront durer plusieurs jours, voire une semaine. Les périodes de surplus de production de longue durée sont majoritaires : environ 80 % des surplus de production proviennent de périodes de surplus de plus de 12 heures consécutives.


Source : E-CUBE Strategy Consultants

Ces surplus de production pourraient être :

  • stockés grâce aux Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Le potentiel est seulement de 15 TWh ;
  • stockés dans des batteries électrochimiques ou des dispositifs de stockage à air comprimé (CAES), qui aujourd’hui sont encore en phase d’expérimentation mais qui pourraient être exploitables et rentables en 2050. Le potentiel est à nouveau de 15 TWh.
    Ces estimations ont été réalisées sur le fondement des constantes de temps caractéristiques des différents moyens de stockage. Le stockage gravitaire est un moyen de stockage de grande capacité et a une constante de temps de quelques heures (en moyenne 4 à 5 heures et au maximum 30 heures). Cependant, comme vu précédemment, les périodes de surplus de production d’électricité d’origine renouvelable durent plusieurs jours. Les moyens de stockage qui ont des grandes constantes de temps comme les STEP ne peuvent donc pas absorber cette électricité et donc, a fortiori, les moyens de stockage avec des constantes de plus faibles, comme le stockage électrochimique, ne le peuvent pas non plus ;
  • exportés. Le potentiel est également de 15 TWh. Il a été modélisé en fonction des surplus de production de l’Allemagne et de la France. Ce potentiel est faible car il n’est possible d’exporter que lorsque l’Allemagne est déficitaire. Or, les périodes de surplus de production en France et en Allemagne coïncident 80 % du temps ;
  • perdus. C’est le cas actuellement sur beaucoup de systèmes électriques : les éoliennes sont mise à l’arrêt, car il n’est pas possible de récupérer l’énergie qu’elles produisent. Des évènements de prix de l’électricité négatifs se produisent alors.

Les modélisations effectuées montrent cependant que l’électrolyse pourrait assurer la gestion d’environ 25 TWh/an de surplus de production du système électrique français.


Source : E-CUBE Strategy Consultants

La rentabilité de l’électrolyse pour la gestion de ces surplus

L’étude réalisée montre que la production d’hydrogène grâce au surplus de production est rentable, en fonction d’un certain nombre d’hypothèses, notamment sur les évolutions technologiques et le coût de ces technologies.

Aujourd’hui, l’ordre de grandeur du coût d’un électrolyseur est de 1 500 euros par kilowatt. Le laboratoire fédéral américain qui travaille sur les énergies renouvelables estime qu’en 2050, le coût moyen d’un électrolyseur se situera entre 300 et 400 euros par kilowatt. Les gains de performance technico-économique sont donc très importants.

En supposant que ces gains sont atteints, que l’installation d’électrolyse ne paie pas de tarif d’utilisation du réseau (TURPE) et que l’on dispose d’électricité fatale gratuite ou presque (elle n’a pas de valeur de marché, car on ne peut pas l’utiliser) pour fabriquer l’hydrogène, les taux de rentabilité interne (TRI) pour l’injection de l’hydrogène sur le réseau de gaz naturel sont de l’ordre de 10 %.

L’Association française pour l'hydrogène et les piles à combustible (AFHYPAC) a également modélisé le TRI de l’utilisation de l’hydrogène comme carburant pour les véhicules. Il est comparable à celui de l’injection dans les réseaux de gaz. Le procédé consisterait à installer des électrolyseurs dans des stations-services.

Les autres débouchés de l’hydrogène (stockage local, transport par la route auprès d’industriels qui y ont recours) sont moins attractifs car moins rentables.


Source : NREL, Rapport des groupes de travail HyFrance, Roads2Hycom, E-CUBE Strategy Consultants

Le graphique ci-dessous précise le modèle d’affaire de cette activité. La valorisation de l’hydrogène se fait au prix de substitution du méthane (25 €/MWh).

Dans le cadre de l’étude, des hypothèses de coûts de CO2 évités ont également été retenues, le méthane n’étant pas brûlé.

Face à ces revenus, la structure de coûts est une structure essentiellement de dépenses d’investissement de capital (CAPEX - coût de l’électrolyseur). La structure comprend également quelques dépenses d’exploitation (OPEX - achat du surplus d’électricité à un prix largement inférieur à celui du marché).

Ainsi, avec des hypothèses favorables mais réalistes (forte réduction des coûts de l’électrolyseur, et tonne de CO2 à 50 €), la production d’hydrogène par électrolyse puis son injection dans le réseau de gaz naturel serait une activité rentable.


Source : NREL, Rapport des groupes de travail HyFrance, Roads2Hycom, E-CUBE Strategy Consultants

Cette étude s’inscrit dans la réflexion sur la transition énergétique. Elle fournit une partie des réponses sur l’utilisation des énergies renouvelables à l’horizon 2050. Elle devrait permettre de prendre des décisions dans le cadre du débat actuel sur la transition énergétique. Un des choix serait d’investir fortement en recherche et développement afin de réduire le prix de l’électrolyseur et, donc, le volume des CAPEX.


Pierre Germain
19 février 2013





Pierre Germain est associé chez E-CUBE Strategy Consultants.



Point de vue de Bruno Charles, Vice-président du Grand Lyon

Aujourd’hui, le Grand Lyon, comme d’autres collectivités, s’interroge sur son devenir énergétique. Dans ce cadre, les problématiques de réseaux intelligents lui permettront de projeter dans l’avenir son système urbain.

S’il ne semble pas naturel aujourd’hui qu’une collectivité se pose la question de son système énergétique, pour le Grand Lyon, c’est une continuité logique. En effet, le Grand Lyon est une collectivité qui est à l’origine une communauté de moyens. Par la suite, elle est devenue une communauté de projets qui gère les déchets, les transports, l’eau, le développement économique, etc. Aujourd’hui, elle est en train de devenir une communauté de destin puisqu’en absorbant le département, elle devient une métropole.

Petit à petit, comme les autres collectivités, le Grand Lyon s’est doté d’outils de planification et d’organisation de son territoire :

  • le Plan local d’urbanisme et d’habitat (PLUH) qui détermine les droits à construire,
  • le PLUH doit être compatible avec le Schéma de cohérence territoriale (SCoT),
  • le Plan de déplacements urbains (PDU),
  • et le Plan climat énergie territorial (PCET). C’est le PCET qui a servi de cadre à l’émergence de la réflexion sur l’énergie.

Le PCET a été voté à l’unanimité en 2007. Les changements humains, organisationnels, économiques et sociaux que les objectifs contenus dans le PCET impliquent sont considérables et nécessitent de définir une organisation future. Cette réflexion sur l’organisation future n’avait pas pensée en 2007 et reste aujourd’hui difficile à mener.

Alors que les services responsables du PCET étaient convaincus des enjeux considérables de ce document, les autres responsables politiques ne partageaient pas ces enjeux. Un état des lieux initial a dû être réalisé. Un diagnostic climat a été réalisé en collaboration avec air Atmo Rhône-Alpes, l'agence locale de surveillance de la qualité de l'air . Cela a permis de modéliser les émissions de gaz à effet de serre des consommations énergétiques du Grand Lyon. Ce diagnostic a été partagé avec l’ensemble des acteurs du territoire.

Une conférence énergie-climat a ensuite été mise en place pendant un an et demi. Elle a permis de bâtir une vision partagée par tous les acteurs du territoire (plusieurs centaines de propositions ont été évaluées par les bureaux d’études puis confrontées par l’ensemble des partenaires – 104 organisations au total – énergéticiens, laboratoires sur les transports, collectivités, associations). Cette vision, une première en France à l’échelle d’un territoire, est chiffrée en euros et en tonnes de carbone sur une trajectoire de transition énergétique à l’horizon 2020 et 2050, respectant les objectifs des « 3 x 20 » en comptabilité avec le Facteur 4.

Cette vision croise différents enjeux :

  • la précarité énergétique : la définition de la précarité énergétique (quiconque consacre plus de 10 % de ses revenus à ses dépenses d’énergie est en précarité énergétique) comporte beaucoup de défauts. En effet, elle dépend du revenu. Par exemple, il est possible de dépenser plus de 10 % de ses revenus à chauffer son château et de bien vivre avec les revenus restants. Inversement beaucoup de ceux qui ne paient plus leur facture ne sont statistiquement pas considérés comme en précarité énergétique. L’alternative a été de réaliser une étude propre au Grand Lyon en prenant trois critères :
    • la vulnérabilité économique : sont entrés dans le cadre de l’étude les chômeurs, retraités, contrats aidés, étudiants. Les personnes avec de faibles revenus n’ont pas été prises en compte ;
    • la vulnérabilité sociale : ménage de plus de 65 ans et ménage avec trois enfants et plus ;
    • la vulnérabilité énergétique : personne habitant dans un logement construit avant 1975 (logement construit avec les premières réglementations thermiques).
    Selon ces critères très restrictifs, 20 % de la population du Grand Lyon est concernée, ce qui signifie que 20 % de la population du Grand Lyon est en état d’extrême vulnérabilité face à l’augmentation du prix de l’énergie.
  • l’enjeu économique : la conscience de l’impact de l’énergie sur le développement du territoire est beaucoup plus importante dans les milieux économiques que dans les milieux politiques. Les industriels affirment que la transition énergétique est un outil de compétitivité. Pour faire baisser les coûts de production, il faut jouer sur la sobriété énergétique et non sur les coûts salariaux. Ainsi, en fixant un plan énergie climat territorial avec des objectifs ambitieux, le Grand Lyon ouvre la voie à un large champ d’innovations, qui pourrait permettre le maintien de l’industrie du territoire. Le premier exemple de cette dynamique d’innovations est le projet Gaya, premier projet de laboratoire de gazéification à taille industrielle. Il appartient au projet de l’Institut national de développement des écotechnologies et des énergies décarbonées (INDEED) qui doit à terme rassembler 200 chercheurs publics et privés sur la décarbonisation de l’énergie.
  • l’enjeu d’aménagement du territoire : les réseaux sont structurants pour l’avenir du territoire. Désormais, la rédaction d’un document d’urbanisme DOIT tenir compte des réseaux énergétiques. Dans un objectif de sobriété et d’efficacité énergétique, la concurrence entre les différentes énergies qui prévalait jusqu’à lors n’est désormais plus possible : on passe d’une vision de concurrence des réseaux à une vision de complémentarité. Il faut que les énergéticiens travaillent de conserve et avec les collectivités à l’optimisation énergétique du territoire pour atteindre les objectifs des « 3 x 20 ». Le Grand Lyon relance, actuellement, son PLUH. Dans ce cadre, la question de la cartographie des réseaux énergétiques est posée. Le Grand Lyon travaille avec GrDF sur des projets européens, comme Transform, qui vont permettre la modélisation du quartier de la Part-Dieu. Il s’agit d’un quartier « compliqué » qui permettra de mieux connaître la ville du point de vue énergétique.

Les territoires urbains ont besoin d’une vision qui permette de se projeter à l’horizon 2050 en donnant à tous l’accès à l’énergie. Toutes les villes du monde (villes sud-américaines, villes chinoises) se posent les mêmes questions, elles ont les mêmes problèmes : organisation de la ville, accès au logement digne, organisation des transports, accès à l’éducation, accès à la santé, etc. Et pour toutes ces villes, la gestion de ces questions est passée des mains de l’État aux mains des territoires au moment où plus de la moitié de l’humanité vit en ville. Tous les échelons sont importants mais la coordination des échelles est encore plus importante.

Il faut repenser le fait urbain et surtout l’énergie dans le fait urbain. Sur ce sujet, il y a deux visions :

  • celle de Jérémie Rifkin : chacun transforme son véhicule électrique en un lieu de stockage et de production d’énergie. Cette vision est adaptée à l’urbanisme américain du XIXe siècle où la ville était étendue et où les automobiles étaient très nombreuses. Mais en Europe, l’objectif est de reconquérir l’espace urbain sur les automobiles. Alors qu’on a tourné le dos à la Charte d’Athènes (texte sur la planification et la construction des villes qui constitue l’aboutissement du IVe Congrès international d'architecture moderne) avec la spécialisation des quartiers (un quartier où l’on travaille, un autre où l’on habite et le troisième pour les loisirs) et le développement des flux entre quartier , les villes cherchent aujourd’hui à mixer les fonctions urbaines pour éviter de se déplacer et pour limiter le recours à l’automobile. S’il n’y a plus d’automobile en ville, le système qui repose sur le véhicule électrique comme lieu de stockage et de production d’énergie ne peut pas s’appliquer ;
  • celle de l’utilisation du réseau de gaz comme lieu d’équilibrage des réseaux énergétiques. C’est la seule vision dont les pouvoirs urbains disposent aujourd’hui pour projeter leurs territoires à échéance de cinquante ans, voire rêver de villes à énergie positive.

Mais avant de rêver, il ne faut pas oublier que la facture énergétique du Grand Lyon est de cinq milliards d’euros. La seule tenue de nos objectifs de réduction des consommations d’énergie présents dans le plan climat-énergie territorial permettrait de faire des économies d’un milliard d’euros (par comparaison, le produit intérieur brut du Grand Lyon est de 60 milliards d’euros).

En complément des projets précédemment cités avec le tissu industriel lyonnais, le Grand Lyon souhaite, pour atteindre ses objectifs énergétiques, reprendre la compétence d’autorité organisatrice de la distribution d’électricité partagée aujourd'hui entre 3 institutions, 2 syndicats et la ville de Lyon qui avait gardé la compétence sur son territoire.


Bruno Charles
19 février 2013





Bruno Charles est Vice-président du Grand Lyon, en charge de la démarche prospective en matière énergétique et du pilotage et de l’animation des outils du développement durable.



Interview de GRTgaz

Le gaz naturel en raison de sa complémentarité avec les énergies renouvelables, facilite leur essor. Plus précisément, quel peut-être le rôle du réseau de transport de gaz dans le cadre de la transition énergétique ?

Le réseau de transport de gaz est au service de la transition énergétique.

Pour accompagner le développement des énergies électriques renouvelables (solaire, éolien) par nature intermittentes, le gaz naturel joue un rôle essentiel. Les centrales à gaz de production d’électricité conjuguent souplesse d’utilisation et fortes puissances. Elles permettent ainsi de compenser une production aléatoire et de répondre aux fortes variations de la demande électrique. De plus, le recours au gaz naturel permet de réduire les particules fines, les oxydes d’azote et les émissions de CO2, par rapport aux autres énergies fossiles. En France, en 2011, 29,5 TWh d’électricité ont été produits à partir de centrales à gaz et 59,6 TWh à partir de centrales à charbon. Si toute cette électricité avait été produite à partir de centrales à gaz, les émissions totales de CO2 issues de la production d’électricité en France auraient baissé de 40 % sur la période écoulée.

A plus long terme, la complémentarité des réseaux de gaz et d’électricité et la flexibilité du système gaz doivent être mis à profit pour valoriser la production électrique qui excède la demande et qui n’est pas consommée. L’étude d’E-Cube Strategy Consultants sur l’analyse du rôle du réseau de transport de gaz naturel dans l’économie de l’hydrogène en France, réalisée en janvier 2013 pour GRTgaz, montre que ces surplus de production pourraient représenter près de 75 TWh/an à l’horizon 2050, soit près de 15 % de la production actuelle du parc de production électrique en France. L’une des pistes étudiées consiste à utiliser l’électricité excédentaire pour produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau, en vue de son stockage et de sa valorisation par injection dans le réseau de transport de gaz.

Quelles évolutions technologiques seront à mettre en œuvre dans ce cadre ?

Quel que soit le mix énergétique retenu, la transition énergétique invite à repenser le transport de demain et, donc, à faire évoluer le réseau pour qu’il soit en mesure de faire une plus grande place au gaz renouvelable. Ces derniers mois, GRTgaz s’est ainsi engagé à définir les modalités d’injection du biométhane dans le réseau de transport. Les premières injections pourraient intervenir dès 2014 et atteindre 3 TWh en 2020.

GRTgaz a confié le pilotage de ce projet à une équipe pluridisciplinaire pour concevoir une solution technique d’injection (poste d’injection + raccordement au réseau) adaptée aux besoins et au processus de production de biométhane des clients, tout en garantissant ses obligations réglementaires et de pilotage du système gaz.

De la même manière, GRTgaz se prépare à l’injection d’hydrogène dans le réseau de transport de gaz et envisage le lancement d’un pilote d’injection.

L’injection des gaz renouvelables nécessite par conséquent de concevoir un nouveau mode de pilotage du système gaz pour tenir compte de la multiplication des points d’injection décentralisés, et maintenir en temps réel l’équilibrage entre l’offre et la demande comme c’est le cas aujourd’hui. Ce développement passe inévitablement par le recours à des technologies « smart » pour offrir un réseau encore plus intelligent, au service d’une production de gaz renouvelable fortement décentralisée.

Peut-on déjà parler de réseaux de transport de gaz intelligents ? Pourquoi ?

En décembre 2010, le groupe d’experts n°4 de la Task Force européenne sur les Smart grids (groupe de travail sur les réseaux intelligents initié par la Commission européenne à la fin de 2009 : http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/taskforce_fr.htm) a défini quatre fonctionnalités essentielles pour les Smart gas grids. Un réseau « smart » doit permettre :

  • de fournir de la flexibilité au réseau électrique pour adapter production et consommation et permettre le stockage d’électricité excédentaire ;
  • d’accueillir les gaz renouvelables : biométhane à court terme, hydrogène et méthane de synthèse dans le futur ;
  • de fournir des données aux consommateurs leur permettant de devenir acteur du marché de l’énergie et d’adapter leur consommation ;
  • de garantir la continuité d’approvisionnement avec un excellent niveau de sécurité.

D’une certaine manière, on peut considérer que le réseau de GRTgaz répond déjà aux critères d’un Smart grid. En quelques années, on est passé de quelques utilisateurs du réseau qui achetaient des capacités pour fournir leur clients à une centaine d’expéditeurs ce qui génère une augmentation très significative du volume de données échangées. Par ailleurs, alors qu’en 2005, GRTgaz informait les consommateurs industriels raccordés directement sur son réseau une fois par jour sur leur consommation de gaz naturel de la veille, l’amélioration des outils de pilotage et de gestion de l’énergie a permis de les renseigner de manière beaucoup plus rapprochée (3 fois par jour à partir de 2007 et cinq fois par jour depuis 2010). Cette fréquence va continuer à augmenter en 2013 et 2014, en visant à terme un pas de temps horaire tout au long de la journée.

Dans le même temps, GRTgaz, en coopération avec les gestionnaires des réseaux de distribution, prévoit d’informer en cours de journée les fournisseurs de gaz de la consommation de leurs clients sur les réseaux de distribution, et ce, dès 2014. C’est grâce à son système de télégestion que GRTgaz dispose de l’ensemble de ces informations. En 2014, GRTgaz procèdera à une rénovation de celui-ci (projet SC@LA) pour disposer d’une meilleure connaissance de son système gaz. Ainsi, grâce aux données recueillies à partir des 4500 points de livraison qu’il dessert, GRTgaz pourra connaître le débit du gaz, sa pression et ses caractéristiques ainsi que l’évolution de ces paramètres au cours des heures à venir et ce, sur les 32 000 km qui composent son réseau. Un tel outil permettra de simplifier le fonctionnement du marché du gaz et de mieux satisfaire la demande accrue de flexibilité des clients de GRTgaz, tout en assurant une optimisation des coûts de fonctionnement du système gaz et une plus grande transparence des activités de GRTgaz.

Ces évolutions viendront s’ajouter aux développements réalisés ces dernières années pour proposer une information de qualité sur les mouvements de gaz. Un site Internet dédié, Smart GRTgaz (http://www.smart.grtgaz.com/fr), a été développé en 2011 pour mettre à disposition toutes les informations sur le réseau de transport et favoriser les échanges sur le marché. Toutes les informations générales, relatives à l’évolution quotidienne des prix, des consommations (prévues et réalisées) et des capacités de transport sur les zones Nord et Sud sont publiées. Les agences de presse (Bloomberg, Reuters), les salles de marché mais aussi les producteurs de gaz naturel suivent ces indicateurs complexes sur l’exploitation du réseau. Smart GRTgaz est consulté mensuellement par plus de 5 000 visiteurs en provenance de tous les continents et le point d’échange gaz (PEG) Nord (place de marché GRTgaz située au nord de la Loire) compte 88 acteurs actifs qui échangent environ 1 TWh par jour.

Par ailleurs, ces informations sont utilisées par les clients-expéditeurs de gaz, utilisateurs du réseau de transport, pour optimiser leur approvisionnement en gaz. Ces informations sont reprises sur Trans@action, le site qui leur est dédié pour réserver des capacités et services auprès de GRTgaz. A l’échelle européenne, elles sont également disponibles sur la plate-forme de réservation de capacité PRISMA. GRTgaz est membre fondateur de cette plateforme aux côtés de 18 transporteurs européens issus de 7 États membres pour faciliter l’achat de capacité groupée de part et d’autre des principaux points frontières : ouverte en avril 2013, plus de 250 expéditeurs sont déjà enregistrés sur la plateforme.

Enfin, GRTgaz est membre actif de la plateforme Transparency. Il s’agit de la plateforme du réseau européen des gestionnaires de transport de gaz, ENTSOG. Elle permet de mutualiser les informations sur le transport du gaz naturel dans tous les pays membres.

Créé le 1er janvier 2005, GRTgaz exploite et développe le réseau de transport de gaz naturel à haute pression sur une grande partie du territoire français. Avec plus de 32 000 km de canalisations et 25 stations de compression, GRTgaz remplit des obligations de service public pour garantir la continuité de fourniture en gaz quelle que soient les conditions climatiques. Vecteur de sécurité d’approvisionnement, de solidarité entre les territoires et de compétitivité pour l’industrie, le réseau de transport de gaz est, également, un vecteur de solutions énergétiques d’avenir.

Interview de Pascal VERCAMER (GDFSUEZ – CRIGEN)

Quelle est la position des opérateurs de réseaux internationaux sur la mise en place des Smart gas grids et quels avantages envisagent-ils en tirer ?

Au niveau européen et mondial, l’idée des Smart gas grids vient de l’introduction massive des technologies de l’information et de la communication dans l’exploitation des réseaux d’énergie. Pour les opérateurs gaziers, les Smart gas grids offrent de nouvelles opportunités de modernisation par l’apport de technologies innovantes en vue d’optimiser de manière interactive l’exploitation des réseaux de gaz et de les intégrer efficacement au système énergétique.

Notons que les réseaux de transport de gaz haute pression présentent déjà aujourd’hui des caractéristiques de réseaux intelligents : ils sont fortement équipés en capteurs de mesures, s’appuient sur de nombreux systèmes automatiques et sont pilotés à distance.

La réflexion sur les Smart gas grids pour la distribution de gaz est récente. Elle a été accélérée par les travaux menés sur les Smart grids en électricité, marquée notamment par le lancement des travaux de normalisation M/490 en mars 2011 qui font intervenir trois organismes européens de normalisation : CEN, CENELEC et ETSI. Elle est également encouragée par le développement des projets de mise en place de compteurs communicants pour l’ensemble de la clientèle dans plusieurs pays dont la France. A ce propos, il faut insister sur la différence entre le concept de Smart metering, qui porte sur la seule fonction de comptage des consommations, et celui de Smart gas grids qui est avant tout une réflexion sur le système gazier vu dans sa globalité.

Les opérateurs de réseaux de gaz sont pragmatiques. Ils ont cherché à décliner le concept de Smart gas grids en identifiant ses principales fonctionnalités. On peut les regrouper en trois ensembles :

  • La maîtrise de la qualité du gaz, notamment en cas d’injection de gaz autres que le gaz naturel : biométhane, gaz de synthèse, hydrogène, etc. ;
  • la surveillance et l’exploitation automatisée du réseau qui peut prendre des formes multiples allant de la remontée des informations issues des capteurs à des possibilités d’action à distance permettant des réactions rapides ;
  • le développement d’interactions avec le réseau électrique : celui-ci peut produire du gaz (hydrogène ou gaz de synthèse, concept connu comme le Power to Gas) lorsqu’il y a un excédent de production ou de l’électricité à caractère fatal. À l’inverse, des technologies fonctionnant au gaz comme les pompes à chaleur hybrides ou les micro-cogénérations peuvent constituer, à certains moments, un appoint de fourniture en électricité.

Quelles différences faites-vous entre Smart grids et Smart gas grids ?

Le gaz est un fluide compressible et stockable. Avec son stock de gaz en conduite, le réseau de gaz a une inertie dont ne dispose pas le réseau électrique. Il faut donc veiller à ne pas confondre le concept de Smart grids en électricité avec celui de Smart grids en gaz. Les délais de réactivité nécessaires en termes de demande/réponse ne sont pas les mêmes. Ils sont quasi instantanés en électricité alors qu’ils peuvent être de plusieurs minutes pour les Smart gas grids, voire largement plus lorsqu’on se place aux échelles de réseaux de transport sous haute pression, de grande longueur et/ou de grand diamètre.

Quelles sont les technologies à mettre en œuvre pour une coopération croissante des réseaux collectifs ?

Même si le panel des technologies de télécommunication existantes est large, le développement de technologies de communication est encore souhaitable pour les applications liées aux réseaux intelligents.

La question se pose aujourd’hui de savoir si les technologies disponibles sont vraiment adaptées aux caractéristiques des informations à échanger autour d’un réseau de gaz et aux contraintes propres à celui-ci. Les caractéristiques des informations utilisées sur un Smart gas grid sont particulières. Elles sont en effet de taille très limitée : un index de compteur, une température, une pression, des mesures simples qui prennent peu de place mémoire.

Les remontées d’information nécessaires sont plus espacées dans le temps (de quelques minutes à plusieurs heures selon les fonctionnalités développées que dans le cas de l’électricité. Il n’est pas non plus possible d’utiliser le réseau comme vecteur de l’information car il n’y a pas d’équivalent, sur les réseaux de gaz, du courant porteur en ligne (CPL), utilisé pour la transmission d’information sur les réseaux électriques. L’alimentation électrique des capteurs et des émetteurs radios pose un véritable problème. Il n’est pas envisageable, pour des questions de coût, de venir changer des batteries trop fréquemment. Autre contrainte, la portée : les réseaux de gaz peuvent alimenter des zones isolées. Les compteurs et les capteurs peuvent alors être éloignés les uns des autres. Pour éviter le développement problématique d’un réseau dense de concentrateurs, il est important de disposer de technologies adaptées. La bande de fréquence 169 MHz, peu utilisée jusqu’à présent, a ainsi été retenue dans le cadre du projet de compteur communicant Gazpar de GrDF. Cette technologie permet ainsi de communiquer à longue distance sans répéteur.

Un autre défi technologique est la nécessité de disposer d’une chaîne de transmission d’informations stable et sûre. Comme les équipements de cette chaîne évoluent très vite, il faut s’assurer que ces nouveaux matériels s’insèreront correctement au sein de la chaîne de transmission sans y générer de dysfonctionnement. Cela implique un processus très strict de qualification et d’évaluation de tout nouveau matériel qu’il est de la responsabilité des opérateurs gaziers de mettre en place.

Enfin, n’oublions pas que ces technologies devront être implantées sur un réseau en service. La plupart du temps, il ne s’agit pas de concevoir et de construire un Smart gas grid ex nihilo, mais de transformer un réseau opérationnel qui doit continuer à assurer ses fonctions d’acheminement, y compris le comptage des consommations. Ce n’est pas la moindre des difficultés.


Pascal VERCAMER
21 février 2013


Pascal VERCAMER est chef de programme Réseaux au Centre de Recherche et d’Innovation pour le Gaz et les Energies Nouvelles (CRIGEN) de GDF SUEZ. Il a plus de 25 ans d’expérience dans la conception, l’exploitation et les fonctionnalités des réseaux de gaz de transport et de distribution. Il supervise aujourd’hui l’ensemble des programmes de R&I destinés à améliorer la sécurité et les performances des réseaux de gaz. Il a contribué à de nombreuses réflexions sur le sujet des Smart grids au sein de groupes internationaux, notamment MARCOGAZ et la Task Force Smart Grids réunie à l’initiative de la Commission européenne. Il anime aujourd’hui un groupe de travail sur les Smart gas grids au sein du Comité Distribution de l’International Gas Union (IGU).

GDF SUEZ propose des solutions énergétiques performantes et innovantes aux particuliers, aux villes et aux entreprises en s’appuyant sur un portefeuille d’approvisionnement gazier diversifié, un parc de production électrique flexible et peu émetteur de CO2 et une expertise dans quatre secteurs clés : le gaz naturel liquéfié, les services à l’efficacité énergétique, la production d’électricité et les services à l’environnement.