- Synthèse et description des hypothèses
Contexte de l exercice prospectif : la nécessité d éclairer la place du réseau gaz à 2050 En tant qu'exploitant du réseau de distribution de gaz en France pour le compte des collectivités, GrDF se doit d'éclairer le rôle que ce réseau peut jouer à court et long terme dans la politique énergétique française A court terme (2020), GrDF réalise des exercices de prévision gaz utilisés dans le cadre des exercices de la DGEC (PPI gaz par exemple) et CRE (trajectoire tarifaire) A long terme (2050), GrDF s est doté d un outil de prospective bottom-up multi-énergie / multisecteurs, seule approche capable de rendre compte des profondes évolutions du paysage énergétique sous l impulsion : - De l évolution démographique et de l activité économique - De la sobriété et de l efficacité énergétique - De la conversion entre les énergies 2010 2020 2030 2040 2050 Demande Vecteurs Ressources Résidentiel Tertiaire Industrie Mobilité Agriculture Chaleur Electricité Gaz Liquide Solide Nucléaire Fossile ENR élec Biomasse Biométhane 2
Les compétences de GrDF limitées aux usages du gaz et aux gaz verts - un scénario global illustratif GrDF est compétent et légitime sur les usages du gaz en distribution, et donc les concurrences sur les usages où le gaz peut intervenir : chaleur, industrie, mobilité. De même, GrDF est compétent et légitime sur les gaz renouvelables GrDF ne dispose pas de compétence et de légitimité sur les autres secteurs, en particulier la production électrique. Pour disposer d une vision complète du système énergétique, GrDF a fait appel dans ces cas à des sources externes, en particulier l ADEME et RTE Le scénario global GrDF Facteur 4 est donc publié à titre d illustration et ne saurait constituer un positionnement de GrDF sur des thématiques hors du champ du gaz en distribution 3
Vision GrDF : optimisation locale multi-énergies grâce à la complémentarité des réseaux Scénario «GrDF Facteur 4» reposant sur : - Des émissions de CO 2 liées à l énergie au plus près de l objectif facteur 4 à 2050 - Un mix de sobriété / efficacité et une forte pénétration des énergies renouvelables dans tous les vecteurs énergétiques et tous les secteurs - Une diversification du mix de solution côté production d énergie, comme côté usage avec la valorisation des couplages entre réseaux à l échelle des territoires 4
Zoom sectoriels 1. Secteur résidentiel-tertiaire 2. Mobilité et transports de marchandises 3. Industrie 4. Production de biogaz 5. Hypothèses sur le secteur électrique
Résidentiel-tertiaire : deux voies d amélioration des performances des systèmes gaz 1- couplage renouvelable 2- cogénération & hybridation Gaz + ENR Cogé & hybride Rendement primaire 150 % Couplage avec les énergies renouvelables : solaire thermique ou PV, biomasse Pile à combustible 130 % 110 % 90 % 70 % Pompe à chaleur à absorption gaz Pompe à chaleur à moteur gaz Ecogénérateur Chaudière hybride Chaudière condensation Chaudière basse température Chaudière standard 50 % Système électrique direct 30 % 6 1990 2000 2010 2020 2030
Résidentiel Forte baisse des consommations de chaleur Des programmes de rénovation ambitieux (+ évolution selon projections démographiques de l Insee) 2% du parc rénové chaque année 2010 2030 2050 Nombre total de ménages 27 100 31 880 36 816 dont ménages habitant dans un logement RT2012 ou rénové 0 16 223 33 857 Et la pénétration de technologies efficaces 2010 2030 2050 Gaz 43% 44% 43% dont chaudière à condensation 2% 58% 48% dont PAC gaz 0% 3% 8% dont chaudière hybride 0% 4% 17% dont écogénérateur 0% 5% 17% Electricité 32% 41% 41% dont PAC électrique 0% 43% 71% Fioul 15% 3% 2% GPL 2% 0% 0% Biomasse 3% 8% 10% Chauffage urbain 4% 4% 5% Autres dont charbon 1% 0% 0% Permettent d abaisser les consommations et de répondre aux nouveaux enjeux (stockage, pointe saisonnière, intégration des ENR) : 2010 2030 2050 Consommation hors électricité spécifique (kwh ep /m²/an) 274 173 128 % de chaleur consommée produite par solaire thermique 0,0% 1,0% 2,4% 7
Tertiaire Dynamique similaire à celle du résidentiel A l'exception du remplacement des produits pétroliers par le bois et les réseaux de chaleur, le mix de chauffage n est pas radicalement bouleversé : l amélioration des solutions techniques alliée à des politiques fortes de maîtrise de la demande permet de réduire les consommations. 2010 2030 2050 Surface tertiaire chauffée (milliers de m²) 917 081 1 023 987 1 113 234 2010 2030 2050 Parc gaz 46% 50% 51% dont chaudière à condensation 10% 45% 25% dont PAC gaz 0% 17% 32% dont chaudière hybride 0% 5% 17% dont écogénérateur 0% 4% 16% Parc Electricité 25% 33% 27% dont PAC élec 0% 53% 81% Parc carburants liquides 19% 4% 2% Parc GPL 0% 0% 0% Parc biomasse 0% 5% 6% Parc réseaux de chaleur 0% 7% 12% Parc autres 10% 2% 1% 2010 2030 2050 Consommation hors élec. spécifique et process( kwhep /m²/an) 240 141 95 % de chaleur consommée produite par solaire thermique 0,0% 2,1% 6,7% 8
RCU : biomasse et cogénération Réseaux de chaleur (RCU) : développement dans des environnements urbains denses et dans l'existant aux consommations unitaires plus élevées Développement des chaufferies biomasse mais difficile en zone urbaine complété par développement de la cogénération gaz Baisse des consommations à terme due à l isolation des bâtiments Déchets ménagers et autres Charbon Fioul Biomasse Gaz - hors cogénération Gaz - cogénération Consommation des RCU, en TWh /an 30 25 20 15 10-5 2010 2030 2050 9 en TWh / an 2010 2030 2050 Gaz de réseau 10 15 13 Biomasse sous forme solide 1 5 6 Fioul 2 1 0 Charbon 2 1 0 Déchets ménagers et autres 8 7 5
Electricité spécifique Maîtrise des consommations unitaires Dans le résidentiel et le tertiaire, des actions combinées d amélioration de l efficacité énergétique des appareils et de maîtrise de la demande permettent de réduire les consommations individuelles d électricité spécifique Les hypothèses prises sont en ligne avec celles mentionnées par RTE dans le scénario "Nouveau mix" de son Bilan Prévisionnel 2012, avec prolongement à 2050 Baisse de la consommation unitaire d électricité spécifique (en % cumulés depuis 2010) 2010 2030 2050 Résidentiel 0% 24% 40% Tertiaire 0% 16% 30% 10
Résidentiel-Tertiaire Baisse des consommations finales résultantes Les consommations unitaires de tous les bâtiments diminuent fortement. Les solutions gaz couplées à des énergies renouvelables ou hybrides remplacent des équipements moins performants. Les réseaux de chaleur se développent en part de marché mais peu en énergie en raison de la réduction forte des consommations unitaires. 900 800 Consommation finale du résidentiel-tertiaire, en TWh par an 700 600 500 400 300 200 100 Solaire themique Réseaux de chaleur Autres dont GPL Carburants liquides Biomasse solide Electricité Gaz de réseau 0 2010 2020 2030 2040 2050 11
Mobilité Solutions gaz matures pour tous les segments Véhicules disponibles pour l ensemble des segments : VP, VUL, VP (3,5 t à 44 t), fluvial et maritime sauf aviation! 13 millions de véhicules dans le monde fonctionnent au Gaz Naturel Véhicule (GNV) 1er carburant alternatif avec une croissance de +18%/an France : 268 stations privatives et 32 stations à accès public - 10 000 véhicules légers, 750 bennes à ordure, 2200 bus, camions 50% des villes de plus de 200 000 habitants ont des flottes de bus GNV Exemple de station et de flottes GNV en France Croissance du marché du GNV qui a atteint près de 1 millions de véhicule en 2010 (UE 27) 12
Carburant Véhicule Infrastructure Mobilité Développement du GNV / biognv grâce aux évolutions du triptyque infrastructure-véhicule-carburant Développement des villes durables : transformations de l infrastructure de transport - Bus à haut niveau de service en site propre - Auto-partage et développement de flotte captive - Optimisation de la logistique du dernier kilomètre Véhicule à carburant gaz ou hybride gaz complémentaire du véhicule électrique : mobilité des personnes longue distance, transport de marchandises, usages intensifs (taxi, bus, BOM ), fluvial et maritime Carburant gazeux seul ou combiné (dual-fuel) : solution aux problèmes majeurs de la pollution urbaine pas de particules, -95% d'émissions de NOx par rapport au diesel Biométhane carburant : - Un carburant local particulièrement vertueux avec la méthanisation des déchets actuellement en déploiement - Le biométhane de gazéification offre un meilleur rendement que les biocarburants liquides de 2e génération (+50% de carburant pour la même quantité de biomasse ligneuse) 13 13
Mobilité voyageurs Des ruptures comportementales Une baisse de la mobilité individuelle de 13% et des comportements modaux qui évoluent : hypothèses inspirées de l ADEME mais plus conservatrices En milliers de voyageurs.kilomètres parcourus 2010 2030 2050 Déplacements courte distance (<50 km) 600 708 550 996 521 252 non motorisés 1% 6% 8% transports en commun 11% 19% 24% Véhicules particuliers 88% 75% 68% Déplacements longue distance (>50 km) 292 335 264 883 246 203 Transports en commun 34% 48% 58% Véhicules particuliers 60% 48% 39% Avion (*vols intérieurs uniquement) 5% 5% 4% L augmentation des taux moyens de remplissage des véhicules légers comme des transports en commun permet de diminuer les flux totaux et le nombre de véhicules 14
Transports de marchandises et services Diversification modale Le ferroutage et le transport fluvial se développent, surtout sur les grandes distances. L optimisation du taux de transport à vide permet de réduire les flux globaux. Hypothèses inspirées de l ADEME mais plus conservatrices En milliards de tonnes.km transportées 2010 2030 2050 Transport national et international 300 282 276 rail 10% 21% 32% route 87% 75% 62% fluvial 3% 4% 6% Dessertes de proximité (< 50 km) 21 19 18 rail 1% 5% 12% route 97% 91% 83% fluvial 2% 4% 5% Les transports liés aux services, incluant les véhicules utilitaires légers, évoluent de manière conservative selon la démographie. 15
Parc de véhicules Réduction et mutation des motorisations Les moteurs thermiques utilisent majoritairement du GNV, et le véhicule électrique est pertinent sur des trajets relativement courts en zones denses Le véhicule hydrogène pose la question de la source primaire pour produire le carburant et repose sur des ruptures technologies fortes : pas retenu ici 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Parc de véhicules lourds (milliers) 2010 2030 2050 100% électriques caburants liquides hybrides (*) carburants liquides dual fuel GNV hybrides (*) 45 000 40 000 35 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 Parc de véhicules légers (milliers) - dont VUL GNV GNV - GNL 2010 2030 2050 (*) dont rechargeables (*) dont rechargeables GPL 100% électriques carburants liquides hybrides (*) caburants liquides GNV hybrides 16 Parc total de véhicules, en milliers 2010 2030 2050 GNV - GNL 14 2 524 6 000 GNV hybrides 0 301 3 240 dual fuel 0 90 210 carburants liquides 40 454 22 970 7 823 caburants liquides hybrides 2 2 468 3 778 100% électriques 1 1 597 4 370 hydrogène 0 0 1 GPL 129 217 146 Dual fuel : carburation mixte diesel-gaz
Mobilité Consommations finales de 280 TWh en 2050 400 350 300 250 200 150 100 50 0 La mutualisation des moyens de transport voyageurs est le premier facteur de baisse des consommations finales. Les émissions de gaz à effet de serre comme de polluants locaux sont fortement réduites. Consommation des transports, par vecteur [en TWh/an] 2010 2030 2050 voyageurs marchandises services voyageurs marchandises services voyageurs marchandises services H2 GPL électricité carburants liquides GNV - GNL 2010 2030 2050 en TWh par an Voyageurs Marchandises Services Voyageurs Marchandises Services Voyageurs Marchandises Services GNV - GNL 1 0 0 14 19 17 37 40 39 carburants liquides 328 94 113 146 59 88 56 26 43 électricité 9 0 0 19 1 4 27 2 9 GPL 1 0 1 1 0 0 1 0 0 17
Industrie Optimisation globale des sites Généralisation des approches globales procédés utilités chauffage des locaux + recyclage pour les matériaux d où une hausse foret de l efficacité globale - Récupération d énergie, pompe à chaleur gaz haute température, cogénération voire trigénération L enjeu de demain, la réduction des effluents (solides, liquides et gazeux) sous la contrainte réglementaire, notamment pour les procédés haute température où les combustibles ne sont pas substituables -A court terme, post-traitement des effluents sur les procédés existants avec nouvelle consommation d énergie (incinération, de NOx, de SOx ) -A long terme, prétraitement des combustibles pour réduire les émissions aval avec une préférence forte pour les combustibles gazeux en provenance du réseau ou gazéifiés in situ à partir de biomasse de préférence 18 18
Industrie Forte réduction des énergies les plus polluantes A périmètre de production constant : optimisation globale, conversions du fioul et du charbon vers des énergies moins carbonées, ainsi que ruptures dans le recyclage et la récupération des effluents. Hypothèses inspirées de l ADEME mais plus conservatrices Réduction des consommations énergétiques de 40% et des émissions directes de CO 2 par 54%, hors capture-stockage 450 400 350 300 250 200 150 100 50 Consommation finale de l'industrie [TWh/an] 0 2010 2020 2030 2040 2050 Gaz de réseau Electricité Biomasse solide Carburants liquides Charbon et coke Autres 19
Vecteur gaz : le réseau gaz, vecteur d acheminement d énergie renouvelable 2010 2020 2030 2040.. Développement progressif Potentiel technique Hydrogène & Méthanation 19-33 20-35 TWh Micro-algues 1030-25 TWh Gazéification de biomasse 160-280 150 TWh TWh Méthanisation de déchets 210 TWh Sources Méthanisation : étude AFNGV/ADEME Hydrogène : scénario ADEME / scénario Negawatt Gazéification/ micro-algues : étude GrDF/MEDDE/MAAF/MEF 400-550 440 TWh TWh Scénario ADEME : 14% de «gaz vert» dans le réseau en 2030 et 56% en 2050 Des transporteurs européen se sont engagés sur des scénarios 100% vert en 2050 20
Biogaz et biométhane Un développement soutenu, poussé par l injection La filière d injection de biométhane issu de méthanisation de déchets se structure depuis novembre 2011. Perspective retenue de 39 TWh dans le réseau en 2030. 2010 2030 2050 Production de biogaz de méthanisation (TWh/an) 7,6 64,7 136,1 dont valorisé en chaleur seule 18% 2% 1% dont valorisé en cogénération 44% 37% 34% dont valorisé en biométhane injecté 0% 60% 65% dont non valorisé (torchage) 38% 1% 0% Les filières de biogaz issu de gazéification ou de micro-algues s industrialisent à partir de 2020 et représentent une partie importante du gaz renouvelable circulant dans les réseaux en 2050. Production de biogaz, en % du potentiel technicoéconomique disponible 2020 2030 2050 Biogaz de gazéification 2% 13% 60% Biogaz de micro-algues 0% 5% 64% 21
Biogaz et biométhane 73% de gaz vert dans les réseaux en 2050 300 250 Même point de passage que l ADEME en 2030 mais le développement progressif de l ensemble des filières de biométhane permet d atteindre 73% de renouvelables dans le gaz de réseau en 2050 Injection de gaz renouvelables dans le réseau de gaz (en TWh injectés par an) 200 150 100 50 hydrogène micro-algues gazéif ication méthanisation 0 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Biométhane injecté, par type de production, en TWh par an 2030 2050 Biométhane de méthanisation 39 88 Biométhane de gazéification 29 133 Biométhane de micro-algues 1 15 Hydrogène issu des surplus d électricité renouvelable 5 30 22
Ressources locales de biomasse Arbitrage dans un contexte de forte sollicitation Le recours aux importations de biomasse n est pas retenu dans le scénario Les filières à haut rendement et capable de s approvisionner localement (taille, type d intrants ) sont donc favorisées 23 Potentiels disponibles en 2010, et potentiels technico-économiques pour 2030-2050
Electricité Parc de production et équilibre en puissance Le parc de production en 2030 est repris du Bilan Prévisionnel de RTE "Nouveau mix" et celui de 2050 est inspiré du scénario ADEME GW installés Gaz dont cogé EnR therm. Fioul et pointe Charbon Nucléaire Hydro Solaire Eolien 2030 13 6 5 2 40 25 30 40 2050 6 6 1 0 32 29 60 73 Un modèle de répartition des consommations par usage sur 4 plages horaires pour un jour moyen de chaque mois estime ensuite l équilibre en puissance du réseau électrique dans une logique de merit order La forte réduction de la pointe saisonnière participe pleinement de la réduction des émissions de CO 2 du mix de production électrique GW appelés 100 Puissances moyennes appelées - jours moyens d'été et d'hiver 90 80 Janvier 2010 70 Janvier 2050 60 50 Août 2010 Août 2050 24 40 30 heures de la journée 0Scénario 2Facteur 44 GrDF 6 8 10 12 14 16 18 20 22 Avril 24 2013
Electricité Exemple d équilibre par journée type 25
Production électrique (par type d'actifs, en TWh électriques / an) Production d'hydrogène (TWh /an) Electricité Développement du power-to-gas 600 60 Eolien 500 400 300 200 100 50 40 30 20 10 Solaire Hydraulique Nucléaire Fioul et charbon Thermique décentralisé EnR Gaz de réseau 0 2010 2020 2030 2040 2050 0 Production d'hydrogène Gaz de réseau EnR Thermique Fioul et charbon Nucléaire Hydraulique Solaire Eolien 2030 12 27 1 254 72 30 72 2050 4 27-177 72 60 126 Mix de production électrique, en TWh électriques Grâce au power-to-gas, le réseau de gaz permet de convertir l'électricité excédentaire produite par des sources d électricité renouvelable et de fournir de la flexibilité au réseau électrique En 2050, 30 TWh d hydrogène sont produits à partir des excédents d électricité et injectés dans le réseau de gaz 26
Résultats
Efficacité énergétique Réduction des consommations dans tous les secteurs 2 000 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 - Consommations d'énergie finale par secteur [TWh/an] 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Agriculture Mobilité Industrie Résidentiel-Tertiaire en TWh /an 2010 2030 2050 Résidentiel-Tertiaire 773 594 483 Industrie 402 291 240 Mobilité 547 369 281 Agriculture 59 49 52 28
Vecteurs énergétiques Réduction marquée des carburants liquides Consommations finales des vecteurs énergétiques [TWh /an] 800 700 600 500 400 300 200 100 Vecteur gaz Electricité Biomasse solide Carburants liquides Chaleur Autres dont charbon et GPL 0 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 en TWh / an 2010 2030 2050 Biomasse solide 99 117 122 Carburants liquides 734 359 147 Gaz de réseau 402 383 380 Electricité 436 368 360 Chaleur 17 22 20 Autres dont charbon et GPL 94 54 26 29
Energies renouvelables Forte pénétration en gaz, électricité et chaleur 100% 90% 80% 70% Contenus en énergie renouvelable des vecteurs (en % de l'énergie finale consommée) 60% 50% 40% 30% 20% Gaz de réseau Electricité Carburants liquides Chaleur 10% 0% 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2010 2030 2050 Gaz de réseau 0% 17% 73% Electricité 14% 40% 60% Carburants liquides 5% 9% 13% Chaleur 26% 46% 83% 30
Consommation primaire Forte diversification du mix Mix de consommation primaire [TWh/an] 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 Déchets urbains et industriels [chaleur ou biogaz] Biocarburants liquides EnR électriques [hydraulique, solaire, éolien] Biogaz issu de déchets agricoles ou micro-algues Biomasse ligneuse [chaleur ou biogaz] GPL Autres yc charbon Produits pétroliers liquides - 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Nucléaire Gaz naturel 2010 2030 2050 Biomasse ligneuse [chaleur ou biogaz] 105 187 350 Gaz naturel 512 349 113 GPL 17 6 3 Produits pétroliers 703 328 128 Biogaz issu de déchets agricoles ou microalgues - 45 177 Biocarburants liquides 35 40 24 Nucléaire 1 264 772 536 EnR électriques [hydraulique, solaire, éolien] 76 174 258 Autres yc charbon 105 51 24 31 Déchets urbains et industriels [chaleur ou biogaz] 5 32 52
Emissions de CO 2 Division par 4 pour les secteurs considérés 400 350 Emissions directes de CO 2 par secteur [MtCO 2 /an] 300 250 200 150 100 50 Production d'électricité et de chaleur Agriculture Industrie Transport Résidentiel - tertiaire 0 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 en Mtonnes CO 2 1990 2010 2030 2050 Résidentiel - tertiaire 88 44 9 Transport 133 78 32 Industrie 99 70 42 Agriculture 11 6 3 Production d'électricité et de chaleur 32 6 1 Total 373 362 204 88 Évolution par rapport à 1990 (hors UTCF) -3% -42% -75% 32
Conclusion : le réseau gaz est source d'optimisation pour la transition énergétique Optimisation économique par la valorisation du patrimoine existant des collectivités et la valorisation des ressources locales Optimisation en énergie par la valorisation à haut rendement des ressources de biomasse en biométhane et son utilisation en carburant Optimisation en puissance par la complémentarité entre réseaux électricité et gaz convergeant vers des smart networks 33