Power to Gas Le réseau de gaz au service de la transition énergétique

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1 AFG Ile-de-France Sylvain Lemelletier Directeur de Projet Power to Gas Le réseau de gaz au service de la transition énergétique 1

2 GRTgaz, transporteur européen de gaz naturel de référence Chiffre d affaires 1,6 milliard d salariés Points d Entrée - Sortie en charge d une obligation de service public de transport de gaz naturel en France Soumis à la régulation de la CRE Le réseau de transport le plus long d Europe Plus de km de réseau en France postes de livraison 637 TWh de gaz transporté en clients expéditeursacheminent du gaz vers 839 clients industriels raccordés, 13 sites de production d électricité à partir de gaz, 16 distributeurs (GrDF + 15 Entreprises Locales de Distribution) 2

3 GRTgaz et ses partenaires souhaitent se positionner comme des acteurs clés de la transition énergétique Soutenir les réseaux électriques valoriser les surplus d électricité issus de la production d énergies renouvelables intermittentes Contribuer à la bonne tenue des réseaux électriques et à la gestion des congestions Contribuer à décarboner les réseaux de gaz par l injection de gaz d origine renouvelable ou méthane de synthèse Capter et valoriser du CO2 via une étape de méthanation Réduire la dépendance énergétique du pays Production locale 3

4 Notre vision d un futur de réseaux interconnectés Réseaux gaz naturel e-gaz Réseaux électricité 4

5 L étude est basée sur des scénarios définis par l ADEME (2012) Eolien PV Autres Nucléaire GW( PV+Eolien) ? Parc actuel 2012 Vision 2030 Vision 2050 Consommation intérieure ~ 485 TWh ~ 392 TWh ~ 381 TWh 5

6 Estimation des surplus de production électrique dans un scénario donné ESTIMATION DE LA CHARGE RESIDUELLE DU SYSTÈME ELECTRIQUE APRES PRODUCTION NUCLEAIRE ET FATALE [MW] Surplus de production 1) : ~ 75 TWh ~ 5000 à 6000 h de surplus de production Déficit de production : ~ 27 TWh ~ 3000 à 4000 h de déficit de production L augmentation supposée du parc Eolien+PV permettrait une production supplémentaire de ~ 95 TWh qui pourrait donc substituer 95 TWh de production nucléaire soit ~12 GW de capacité. Nous supposons donc une diminution de 12 GW du parc nucléaire installé à 2050 par rapport au scénario 2030 soit, à horizon 2050, 20 GW de capacité nucléaire installée 6

7 Les périodes de surplus de production seront principalement de longue durée CARACTERISATION DES PERIODES DE SURPLUS DE PRODUCTION EN FONCTION DE LA DUREE DE LA PERIODE Volume de surplus [en TWh] - échelle de gauche Occurrence des surplus [en #/an] - échelle de droite ~80% des surplus (en volume) proviennent de périodes de surplus de longue durée (12h consécutives ou plus) Surplus de production [en TWh] < 12h à 24h à 2 jours 2 à 3 jours 26 3 j à 1 semaine Durée des périodes de surplus [en nombre d heures ou de jours consécutifs de surplus de production] 7 Source: Modélisation et Analyses E-CUBE Strategy Consultants

8 L hydrogène semble aujourd hui la technologie la plus adaptée aux stockages de longue durée Mois Hydrogène (stockage puis utilisation en PAC ou turbine à combustion H2 ) Injection d hydrogène dans le réseau GN Constante de temps 4) Jour Heure Minute Seconde Batteries électrochimiques pour stockage de masse (NaS, Li-Ion, Redox) Super-condensateurs / Volants d inertie / SMES STEP 2) Stockage d air comprimé STEP : Station de transfert d électricité par pompage Les seules techniques existantes adaptées à des stockages d une durée de ~1 journée sont la production d hydrogène, les STEP (et dans une moindre mesure le CAES), 1 kwh 10 kwh 1 MWh 100 MWh 1 GWh <10 GWh Capacité énergétique... mais seul l hydrogène permet des stockages de longue durée (>1 jour) 8 Source: EPRI, Analyse E-CUBE Strategy Consultants

9 En 2050, l électrolyse pourrait assurer la gestion d au moins 25 TWh/an de surplus de production du système électrique français En se basant sur les scénarios Ademe de développement des ENR, nous estimons que le 75 TWh d énergie intermittente devront être stockés Ils seront traités selon les divers modes de stockage à disposition ~ 15 TWh ~ 15 TWh ~ 75 TWh ~ 15 TWh ~ 5 TWh ~ 25 TWh Surplus de production maximal théorique Stockage STEP Exports Part du surplus assuré par d autres moyens de stockage que l électrolyse Surplus délesté Surplus "absorbé" par électrolyse 9

10 Produire de l hydrogène par électrolyse O O 2 Electricité Electrolyse Injection dans le réseau de transport CH

11 Ajouter la méthanation : augmente les quantités, augmente les synergies O O 2 O Electricité Electrolyse Méthanation CH4 Injection dans le réseau de transport CH 4 CO

12 2 solutions : injection directe d hydrogène dans le réseau de gaz naturel ou méthanation O O 2 CO 2 Chaleur O Power Electrolyse CH Méthanation 4 Puissance installée Power O Electrolyse O 2 Injection de H2 à coût faible Développement de H2 et/ou méthanation en fonction de la roadmap technologique Recours à la méthanation vraisemblable % vol. H2 évacué par le réseau 12

13 Un des business models... Marché électrique Marché gaz Achat de kwh électriques Vente de kwh gaz. Réseau électrique POWER TO GAS 13

14 14 Le projet de pilote Power to Gas

15 Le projet prévoit de l injection d hydrogène, puis l intégration d un étage de méthanation Phase A Electrolyse et injection directe H2 Electricité Electrolyse 1 MW Injection dans le réseau de transport 2017 Phase B Mix méthanation et injection H2 Electricité Electrolyse 1 MW CH 4 Méthanation Injection dans le réseau de transport 2018? CH 4 CO 2 ou +CH 4 Captage du CO 2 Nous souhaiterions injecter du méthane de synthèse et une part d hydrogène dans le réseau Maxi 6 % - cf spécifications - à préciser avec nos partenaires 15

16 Les objectifs du pilote (démonstrateur) à plus court terme Validation du procédé comme mode de stockage vis à vis du réseau électrique Validation des services rendus au réseau électrique (modularité...) Validation des technologies Lancement de la filière Power-To-Gas en France Construire les conditions favorables à l émergence d une filière industrielle Construction d un Business Model Faire émerger et traiter un à un les points durs afin d atteindre la rentabilité Le meilleur moyen de convaincre est de passer du concept à un outil réel 16

17 Audi lance les A3 g-tron Audi lance les A3 g-tron Fonctionnent au gaz naturel Audi assure la production de gaz naturel de synthèse à Werlte (Allemagne) Une installation de 6 MW Capable d alimenter 1500 Audi A3 sur km par an 17

18 18 Le e-gas selon Audi : un dispositif original...

19 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 Biométhane En favorisantle développement du biométhane, le premier gaz renouvelable injecté sur le réseau En préparant l injection de l hydrogène et du méthane de synthèse, pour stocker et utiliser au mieux l électricité produite par les EnR quand elle n est pas consommée En développant les usages Gaz Naturel Carburant (GNC) pour la mobilité Power to Gas Transition énergétique Gaz Naturel Carburant 19

20 20 Merci de votre attention

21 21 Back up

22 Quelques ordres de grandeur sur les rendements du Power to Gas 1. Electrolyse seule Power O 100 MWh 79 MWh Electrolyse O 2 η = 79% 2. Electrolyse et méthanation Source : DRI 2013 (DOE 2012) O O 2 CO 2 Chaleur O 100 MWh Power Electrolyse Méthanation CH 4 η = 68% 54 MWh η = 54% 79 MWh Source : DRI 2013 (Audi) 3. Electrolyse et méthanation en synergie avec la méthanisation Méthanisation 100 MWh Power O Electrolyse O 2 CO 2 Chaleur O Méthanation CH 4 η = 80% 54 MWh η = 64% Avec chaleur 79 MWh Source : DRI 2013 (Audi) 22

23 Le gaz et les réseaux gaziers : des solutions pour Réduire les émissions dans les transports Réduire les émissions de CO 2 liées à la production électrique et thermique - 30 % par rapport au fuel lourd - 60 % par rapport au charbon 234 g/kwh pour le gaz, 320 g/kwh pour le fuel 384 g/kwh charbon (Ademe) GNV, GNL - 25 % de CO 2 par rapport à l essence quasiment pas de particules Limiter la consommation d énergie les pertes techniques liées au transport + distribution ~ 1 %de l énergie acheminée pour le gaz 0,3% pour le transport et 0,7 % pour la distribution de gaz (GRTgaz, GrDF) ~ 6 %pour l électricité (3) 2,1 % pour le transport et 3,8 % pour la distribution (RTE, ErDF) 23

24 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. 24

25 25 AUDI communique sur l autonomie des véhicules e-gas

26 Focus sur la douzaine de projets P2G avec injection dans le réseau (en cours ou en projet) Nation Démonstrateur Transporteur Gaz Consortium Distributeur Gaz Mol. injectée Autres acteurs Go live notables H2 SNG Allemagne E.On Hamburg E.On Hanse Netz E.On Hanse Netz E.On gas storage déc.-14 Allemagne Audi Werlte EWE netz EWE netz Audi juil.-13 CH 4 Allemagne E.On Falkenhagen Ontras Gas transport E.On gas storage août-13 Allemagne Thüga Mainova Frankfurt Thüga energienetze déc.-13 (Ph1) CH 4 (Ph2) Allemagne ZSW déc.-12? Allemagne RWE Ibbenbüren RWE Netz n/a Allemagne CO2RRECT Niederhaussen - - Bayer Siemens RWE Power Danemark ForskEL energinet.dk juin-14? Danemark Foulum E.On energinet.dk Erdgas Zurich France Gdf-Suez GRHYD GrDF Areva mars-15 Italie INGRID Puglia Enel Distrib. n/a oct.-13 CH 4 Pays-bas NorthSea P2G Platform Fluxys, NG, OGE, Energinet.dk, Gasunie, GRTgaz Alliander Tennet Royaume-Uni Gridgas NationalGrid Shell Royaume-Uni P2G BioMet NationalGrid mars-15? Transporteur impliqué Projet lancé 26