« Bruxelles connaît mal le système d'exploitation du réseau gazier », déclare la directrice-générale de GRDF

Les gaz renouvelables s’imposent progressivement en Europe. Parmi eux, le biogaz se taille la part du lion, ce qui ravit les distributeurs, mais perturbe la Commission européenne. Biogaz, production locale, réseau gazier, EURACTIV France s’est entretenu avec Laurence Poirier-Dietz, directrice générale (DG) de GRDF, premier distributeur de gaz d’Europe. 

Laurence Poirier-Dietz est DG de GRDF depuis 2021. Elle a auparavant occupé le poste de DG de CLIMESPACE, filiale d’Engie et leader mondial du froid urbain et du rafraîchissement, avant d’être DG adjointe d’Engie Ineo, filiale d’Engie spécialisée en génie électrique. 

POINTS FORTS DE L’INTERVIEW 

• Les objectifs d’injection de biogaz dans le réseau français ont été dépassés et pourraient être plus ambitieux ; 
• les syndicats gaziers demandent plus de flexibilité dans les moyens pour atteindre les objectifs européens ; 
• la Commission européenne connaît mal le système d’exploitation du réseau gazier ;
• la production locale est l’avenir du marché du gaz ; 
• les distributeurs joueront leur rôle dans la démocratisation de l’hydrogène.

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EURACTIV. La France présentait le 21 octobre 2022 son nouveau plan « France Nation verte » pour doubler la baisse des émissions de carbone durant le quinquennat 2022-2027. « France nation verte », certes, mais est-ce que France nation « tout-électrique » ?

Laurence Poirier-Dietz. L’objectif est d’atteindre la neutralité carbone en 2050. Il est nécessaire pour cela de disposer d’un mix énergétique équilibré, résilient et efficient.

Dans ce « mix énergétique équilibré », quelle est la place du gaz ?

Actuellement en France, la consommation de gaz est presque équivalente à celle d’électricité. Au moment des pics de froid, le rapport s’inverse puisque la pointe de consommation d’électricité est d’environ 85-95 GW, quand celle de gaz atteint 120-140 GW.

Inverser les besoins est difficile, contrairement à la décarbonation des usages.

Les autorités françaises et européennes prévoient ainsi d’atteindre 100% de gaz renouvelable dans la consommation gazière d’ici à 2050, grâce à la production de biogaz, de gaz de synthèse et d’hydrogène. Le biométhane (biogaz) par exemple, émet dix fois moins de CO2 que le gaz naturel.

Avant les 100% en 2050, l’Europe a fixé une étape à environ 20% d’ici 2030. En France, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) a fixé l’objectif d’injecter 6 TWh de biogaz dans le réseau en 2023. L’objectif rapporté au trimestre (1,5 TWh) ayant été dépassé sur les deux derniers trimestres, est-ce qu’il ne pourrait pas être plus ambitieux ?

[Sourires] En France oui, mais cela nécessiterait un engagement plus fort des pouvoirs publics.

Nous sommes persuadés que le gaz vert (biogaz), énergie renouvelable, locale, stockable et non-intermittente, est incontournable pour la réussite de la transition écologique. En France, la production de gaz vert représente déjà plus que la puissance d’un réacteur nucléaire et nous serons en mesure de combler les importations de gaz russes d’ici 2027-2028.

Avec 500 méthaniseurs qui injectent directement dans le réseau gazier, nous avons un vrai temps d’avance et nos homologues étrangers, notamment européens, nous sollicitent régulièrement pour comprendre notre modèle français de méthanisation local et durable.

Nous échangeons d’ailleurs à livre ouvert avec nos pairs européens pour partager notre expérience.

En revanche, au niveau européen, pour les moments les objectifs ne pourraient pas être plus ambitieux, puisque l’Espagne et l’Italie, par exemple, ne comptent encore que quelques méthaniseurs, quand l’Allemagne priorise la co-génération [production d’électricité et de chaleur, NDLR].

Les syndicats de distributeurs européens s’interrogent sur certains points du règlement proposé par la Commission européenne sur la réduction des émissions de méthane de la filière présenté fin 2021. Quel est le problème ?

La Commission propose des critères uniques pour toute la chaîne, du producteur au distributeur.

Par exemple, sur la recherche systématique tous les trois mois des fuites sur le réseau de distribution. Or, certaines zones ne nécessitent pas de contrôles aussi réguliers.

Systématiser les contrôles ne va faire qu’augmenter les coûts répercutés sur les prix de vente, sans pour autant augmenter le niveau de sécurité ou réduire effectivement les émissions.

Les mesures européennes doivent donc être adaptées aux différentes infrastructures et les distributeurs de gaz ont besoin de plus de flexibilité. D’autant que nous [distributeurs] ne sommes pas tous, en Europe, au même point d’avancement en termes de capacité de réduction de nos émissions de gaz à effet serre. Chez GRDF par exemple, nous avons un objectif volontariste de réduction de 40% de nos émissions d’ici à 2030 et sommes engagés dans des initiatives de coopération avec nos pairs.

Travaillez-vous directement avec la Commission sur ces sujets ?

Oui, et avec les autorités françaises.

Alors pourquoi la Commission propose-t-elle un règlement avec des prescriptions que vous [distributeurs] décrivez comme étant insatisfaisantes, plutôt qu’une directive qui laisserait le champ libre sur les moyens pour atteindre les objectifs ?

Parce que la Commission souhaite imposer une vision ferme.

Mais en réalité, Bruxelles connaît mal le système d’exploitation du réseau gazier qui est très technique, et encore moins la partie distribution qui est locale. Nous sommes le dernier maillon de la chaîne, le plus éloigné de Bruxelles qui s’interroge plus aisément sur le marché de gros, les opérateurs de transport ou de stockage.

Et pourtant, la production locale d’énergie semble être le système de production d’avenir.

Effectivement. Le système actuel est encore très descendant, des points d’arrivée du gaz importé et de stockage, vers le réseau de distribution au détail. Demain, le système sera plus ascendant, avec des systèmes de rebours qui permettront au gaz vert produit localement de transiter de la distribution vers le transport, qui ensuite l’enverra vers une autre zone demandeuse, ou en stockage. Ce dispositif est d’ailleurs déjà mis en place sur plusieurs zones géographiques.

Les distributeurs vont donc être au centre du système gazier ?

Oui. Et peut-être qu’un jour nous serons même capables d’exporter depuis une production décentralisée.

Regardez donc, dans le cadre de la législation européenne pour « verdir » le marché du gaz, la Commission se demande déjà comment exporter le biogaz dans toute l’Europe.

La production locale de gaz requiert des investissements locaux. Les élus, qui demandent plus d’aides pour faire face aux prix croissant de l’énergie, sont-ils prêts à financer des projets de biogaz sur leur territoire ?

Les élus locaux souhaitent que leur territoire soit le plus indépendant possible dans sa production énergétique… mais à condition que le prix de vente soit corrélé au prix de production et non à celui du marché de gros européen.

La production locale permet aussi de relocaliser les emplois dans des territoires où le taux de chômage est parfois très élevé. En 2030, la filière biogaz pourrait représenter plus de 50 000 emplois, tout en répondant concrètement aux enjeux et objectifs de neutralité carbone des territoires.

Les élus locaux ont également conscience des difficultés d’un mix « tout électrique », notamment pour décarboner la mobilité lourde. Ils souhaitent recourir au biogaz et demain, pourquoi pas, à l’hydrogène.

Justement, concernant l’hydrogène, quel rôle les distributeurs occupent-ils, dès lors que l’hydrogène n’a pas vocation à intégrer les réseaux de distribution ?

98% des canalisations du réseau de distribution de gaz sont prêtes à accueillir de l’hydrogène. Nous aurons également probablement besoin de canalisations purement consacrées à l’hydrogène pour des dessertes industrielles. Dans ces domaines, les distributeurs auront une carte à jouer et nous nous préparons activement.

Une autre piste est également étudiée, l’injection de méthane de synthèse produit par recombinaison entre l’hydrogène et le CO2, via le procédé de méthanation. Ce procédé consiste à combiner de l’hydrogène issu d’électrolyse de l’eau avec du dioxyde de carbone pour produire du méthane de synthèse injectable dans le réseau de gaz.

L’hydrogène offre ainsi un potentiel de décarbonation complémentaire tout en optimisant le système énergétique.

[Propos recueillis le 25 novembre 2022]