Le gaz et ses réseaux vecteurs de la transition énergétique. Rencontres Energivie.info du 25 octobre 2013 Mylène Poitou

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1 Le gaz et ses réseaux vecteurs de la transition énergétique Rencontres Energivie.info du 25 octobre 2013 Mylène Poitou 1

2 Sommaire Quelques mots sur GRTgaz et son rôle dans le système énergétique français Le rôle du gaz et des infrastructures gaz, vecteur de la transition énergétique : vision prospective Le développement de l injection de biométhane dans le réseau de gaz naturel à plus court terme 2

3 Des infrastructures discrètes qui assurent la sécurité d approvisionnement Plus de km de canalisations Une pointe de puissance en février 2012 de MW 3000 salariés 1,6 milliards d euros de CA 637 TWh transportés en 2012 Environ 4500 points de consommation raccordés au réseau 3 Journée de l'energie 2013

4 GRTgaz : 3 missions de base, 1 mission en émergence Opérateur : Acheminer le gaz naturel à destination de plus de 4500 postes de livraison, dans les meilleures conditions de sécurité, de coût et de fiabilité Développeur du réseau Commercialisateur : Développer des capacités de transport pour favoriser les arbitrages et renforcer la fluidité du marché en France et en Europe, source de compétitivité pour les 98 clients expéditeurs, les 839 clients industriels Hauts de France Pitgam 123 km Ø1200 Cuvilly Dierrey Voisines Arc de Dierrey 308 km Ø1200 GRTgaz, un acteur clé pour l émergence d une filière biométhane Aux cotés des opérateurs de réseaux de distribution Chazelles compression Eridan 220 km Ø

5 Le gaz et les réseaux gaziers : des solutions pour => Réduire les émissions de CO 2 liées à la production électrique et thermique - 30 % par rapport au fuel lourd / - 60 % par rapport au charbon (1) => Réduire les émissions dans les transports (GNV, GNL) : - 25 % de CO 2 par rapport à l essence / quasiment pas de particules => Limiter la consommation d énergie et les pertes techniques liées au transport et à la distribution : ~ 1 % de l énergie acheminée pour le gaz (2), ~ 6 % pour l électricité (3) => Remplacer des ressources fossiles par des ressources renouvelables : biogaz, hydrogène, méthane de synthèse => Stocker les surplus d électricité éolienne et solaire au moindre coût économique et environnemental (P2G, e-gaz) (1) 234 g/kwh pour le gaz, 320 g/kwh pour le fuel, 384 g/kwh charbon (Ademe) (2) 0,3% pour le transport et 0,7 % pour la distribution de gaz (GRTgaz, GrDF) (3) 2,1 % pour le transport et 3,8 % pour la distribution (RTE, ErDF) 6

6 Valoriser les déchets organiques ou la biomasse : le biométhane Comment ça marche? Les matières organiques fermentent à l abri de l air (méthanisation) : elles produisent du biogaz et un fertilisant, le digestat. Le biogaz épuré devient du biométhane injectable à 100 % dans les réseaux gaziers. Quels avantages? La production de biométhane valorise des ressources locales renouvelables, améliore la qualité de l air, réduit les émissions de GES, diminue l utilisation d engrais chimiques, crée des emplois locaux, assure des revenus aux agriculteurs méthaniseurs, accroît l indépendance énergétique et améliore la balance commerciale. 1 tonne résidus maïs = 250 m3 biogaz = 150 m3 biométhane 7

7 Valoriser les surplus d électricité éolienne et solaire : le Power to Gas (P2G) Comment ça marche? Les surplus d électricité sont transformés en hydrogène (H 2 ) par électrolyse de l eau. Le réseau de gaz pourrait accueillir ~ 6 % d H 2 sans modification significative. L H 2 combinée au CO 2 (méthanation) produit du CH 4 de synthèse injectable à 100 % dans le réseau de gaz. Quels avantages? Les électrolyses peuvent être installées partout ( STEP et CAES). Les infrastructures gazières existantes permettent de stocker de grandes quantités d énergie plusieurs jours à plusieurs mois sans investissement additionnel significatif. Le P2G permet de tirer pleinement parti des capacités de production installées ce qui maximise la part des ENR dans le bilan énergétique. L efficacité du système énergétique global est optimisée. 8

8 Réseaux de chaleur Les infrastructures gazières, composantes majeures d un système énergétique global durable Réseaux gaziers e-gaz H 2 CH 4 Méthanation Electrolyse Réseaux électriques 9

9 Pour concrétiser ces solutions, nous coopérons avec des transporteurs européens - accord du 24 avril 2013 Une vision commune Les capacités des réseaux gaziers existants et la complémentarité gaz/enr contribueront à diviser par 4 les émissions de CO 2 en 2050 par rapport à 2010 (Facteur 4). Une conviction partagée Les systèmes gaz permettent de : garantir un approvisionnement à prix abordable pour tous les consommateurs (particuliers, collectivités, industries), faciliter l essor des ENR et d une économie faiblement carbonée. Les domaines de coopération L injection de gaz renouvelable et le développement de certificats verts. Le P2G, e-gaz. Le GNV et le GNL carburant pour les transports routiers et maritimes. 10

10 Nous réalisons des évaluations du potentiel technico-économiques de développement des gaz renouvelables à long terme Etudes prospectives à l horizon 2050 P2G, e-gas : évaluation des conditions de rentabilité en France (janvier 2013). Gaz renouvelables : analyse technico-économique des conditions de développement en France (juillet 2013). 11

11 Valoriser les surplus d électricité renouvelable sous forme d hydrogène injectée dans le réseau Principaux résultats Des surplus électriques de ~ 75 TWh/an à l horizon 2050 (Ademe Vision 2050) Des surplus importants sur plusieurs jours consécutifs : ~ 36 TWh > 2 jours consécutifs, pour lesquels la production d H2 est la solution la mieux adaptée à leur stockage Un potentiel de production d H 2 d au moins 20 TWh L injection dans les réseaux est, avec le carburant, le mode de valorisation économiquement le plus intéressant 12

12 Potentiel de production de gaz verts en France 100% de gaz verts dans les réseaux est techniquement envisageable Développement progressif Hydrogène & M éthanation Potentiel technique TWh M icro-algues Gazéification de biomasse M éthanisation de déchets Sources Méthanisation : étude AFNGV/ADEME Hydrogène : scénario ADEME / scénario Negawatt Gazéification/ micro-algues : étude GrDF/MEDDE/MAAF/MEF TWh TWh TWh TWh 210 TWh TWh TWh 13

13 Potentiel de gaz renouvelable à l horizon 2050 : 400 TWh toutes filières confondues, 220 TWh hors cultures énergétiques et micro algues Consommation gazière française 2011 : 522 TWh (CRE) Consommation gazière française 2050 : 350 TWh (scenario 1% par an) 224 TWh (Ademe Vision 2050) Gisement Surplus électriques Déchets organiques Biomasse forestière Filière P2G Méthanisation Gazéification Valorisation Potentiel Carburant Injection réseau ~ 20 TWh Cogénération Carburant Injection réseau ~ 110 TWh soit à unités de méthanisation Centrales à biomasse Carburant Injection dans le réseau ~ 90 TWh 14

14 Coût du MWh injecté 2012 /MWh Coût moyen de production des 150 TWh les plus compétitifs /MWh aux coûts actuels : 57 /MWh en 2050 avec une baisse attendue des CAPEX de 20 % à 30 % selon les filières Méthanisation dans de petites unités agricoles Gazéification de biomasse forestière à faible coût d appro. Méthanisation dans des unités territoriales de grande taille Méthanisation de déchets ménagers dans de grandes installations Méthanisation des boues de grandes stations d épuration 20 H2 issu de surplus ENR Gisement TWh/an ~150 TWh Sources : ADEME/AFGNV, GrDF, SOLAGRO, NREL, E-CUBE Strategy Consultants 15

15 Les gaz renouvelables : une solution d avenir 150 TWh de gaz renouvelables représenteraient : ~ 40% de l approvisionnement gazier de la France en 2050 (1) une sécurité énergétique accrue et un allègement des importations de - 3,75 Mds (2) importé un surcoût moyen de ~ /MWh (3) à prix du gaz constant en Réparti sur les 350 TWh de gaz consommé en France, cela représente pour un ménage type une hausse de sa facture annuelle < 1 % le KWh, compensable par des économies d énergie. (1) 350 TWh selon le scenario de baisse des consommations de 1% an jusqu en 2050 (2) au prix de marché de /MWh (3) Sur la base d un prix de /MWh 16

16 Développement du biométhane : objectif de 3 TWh/an injecté dans notre réseau de transport régional en 2020 Nos moyens : service en ligne interactif Réso vert accompagnement des porteurs de projets offres de postes d injection et de contrats adaptés aux différentes installations. 17

17 Périmètre des installations sur un projet d injection Ouvrages de raccordement GRTgaz/GrDF Producteur Méthanisation Epuration Compression Poste d injection : comptage, odorisation analyses qualité gaz Branchement Réseau de gaz naturel existant biométhane biométhane Gaz naturel 18

18 L accompagnement économique c /kwh 12,5 6,4 Décharges Méthanisation Prime déchets urbains Prime déchets agricoles et agroalimentaires capacité maximale de production de biométhane en m 3 /h 600 Tarif d achat = Tarif de référence + Prime selon la nature des intrants Prime = entre 20 et 30 /MWh pour les déchets agricoles Tarif garanti 15 ans En complément, il existe des aides et des appuis financiers : Fonds européens, ADEME, Conseils régionaux, Caisse des Dépôts 19

19 Se raccorder au réseau de gaz naturel : les plannings PRODUCTEUR OPERATEUR RESEAU < 2mois ~ 4 à 18 mois ~ 10 à 36 mois Entrée en file d attente Capacité d injection conditionnée par la consommation locale Signature contrats de raccordement/injection

20 L injection de biométhane : une réalité dès aujourd hui Sur le réseau GRTgaz 80 projets actifs 10 conventions d études de faisabilité signées 3 conventions d études de raccordement signées : 3 Sur le réseau de distribution 3 injections effectives sur le réseau de GrDF 364 projets actifs 3 projets Réseau GDS 6 projets sur autres ELD inférieur à 300 (n)m3/h 5% 6% 4% inférieur à 60 (n)m3/h entre 60 et 200 (n)m3/h entre 300 et 500 (n)m3/h supérieur à 500 (n)m3/h 45% 40% entre 200 et 350 (n)m3/h entre 350 et 500 (n)m3/h supérieur à 500 (n)m3/h 21 1 ère injections prévues début Nm 3 /h de biométhane injecté pendant 1 an = la consommation annuelle de 1000 logements Hyp : 8000 h d injection - maisons existantes, chauffage+ecs, soit 20000kWh/an/logt

21 1ere opération agricole 1ere opération «industrialisée» : démarrage fin août / fonctionnement au premier essai Dernier succès en date : Bioénergie de la Brie effluents agricoles Digesteur Unité d épuration Air Liquide Poste d injection GrDF Depuis le 28 août, les 5 communes sont alimentées uniquement par le biométhane produit 22 3 octobre 2013 Comité de Politique Energétique

22 La transition énergétique est entamée : GRTgaz y contribue avec énergie GRTgaz a la volonté de proposer les réponses adaptées aux enjeux sociétaux, économiques et environnementaux de la transition énergétique En favorisant le développement du biométhane, le premier gaz renouvelable injecté sur le réseau En préparant l injection- mélange de l hydrogène pour stocker et utiliser au mieux l électricité produite par la ENR quand elle n est pas consommée En accompagnant le développement des projets énergétiques des territoires, tout en assurant la solidarité entre les territoires : Livrer la bonne quantité d énergie au bon endroit Enlever la bonne quantité d énergie au bon endroit Avec un impact minimal sur l environnement Dans les meilleures conditions économiques 23 Journée de l'energie 2013

23 Merci pour votre attention Mylène POITOU GRTgaz DAPDD 24

24 Se raccorder au réseau de gaz naturel : les coûts Transport Etudes d opportunité Gratuites 2,7 k Etudes de raccordement 90 k (projet simple) ou sur devis 10 k Raccordement Sur devis Sur devis Distribution Injection et Exploitation (hors raccordement) Invest. ~760 k Exploit. ~ 75 k /an 100 k /an sur 15 ans Pour un projet 100% déchets agricoles/iaa injectant 100 Nm3/h de biométhane dans le réseau GrDF (hors aides ADEME, Région ) Prix rachat 115 /MWh injecté : Recettes = ~ 1100 k /an sur 15 ans Investissement ~ 2,5 M + 0,5 M raccordement (variable) Exploitation ~ 400 k /an (hors appro intrants) VAN nette ~3,0 M sur 15 ans Temps de retour sur investissement : ~ 6,0 ans

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