2.1.1 Définition d’une trajectoire de décarbonation « facteur 4 »
Nous analysons le comportement du système via une trajectoire de décarbonation « facteur 4 » 69 entre l’année 2012 (année de référence) et l’année 2050. Le modèle sera contraint de respecter la trajectoire définie sur la Figure 54 à chaque période de 5 ans qui le sépare de l’horizon 2050. Ainsi, nous ne considérons pas de taxe dans ce cas de figure. La trajectoire, qui sera utilisée à plusieurs reprises dans les scénarios réalisés, est définie d’après le Taux de Croissance Annuel Moyen (TCAM) entre les émissions de 2012 et la cible de 2050.
FIGURE 54:CONTRAINTE DE TRAJECTOIRE DE DECARBONATION « FACTEUR 4 »
69
Dans la loi POPE (2005) et la LTECV (2015), l’objectif « facteur 4 » concerne les émissions comprises entre 1990 et 2050. Par ailleurs, il ne concerne pas seulement les émissions de CO2, mais l’ensemble des émissions de GES.
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2.1.2 Résultats de modélisation dans l’hypothèse des gisements techniques
Nous considérons tout d’abord un cas où la mobilisation des filières CCS et de biométhane de méthanisation/gazéification est uniquement contrainte par les gisements techniques. Autrement dit, en première approche, nous n’appliquons pas de contraintes de rythme de déploiement sur ces technologies :
- Sans cette contrainte, la capacité annuelle maximale de stockage du carbone atteint 53000 kt en 2050, elle correspond à la moyenne des valeurs envisagées à cet horizon dans les scénarios issus de (BRGM, 2009).
- On rappelle que le gisement technique du biogaz issu de la méthanisation est de 152 TWh à l’horizon 2050 d’après (ADEME, 2018c).
- On rappelle également que le gisement technique de bois énergie est de 2570 TWh pour l’année de référence et de 122 TWh en 2050.
Pour atteindre le facteur 4, les émissions de CO2 du système électrique diminuent rapidement. Pour décarboner le système gaz, la capture et séquestration du CO2 d’origine biogénique (CO2 coproduit lors de l’épuration du biogaz, CO2 en excès lors de l’épuration du syngas) est notablement utilisée : près de 10 000 kt en 2050. En effet, le décompte négatif d’émissions de CO2 contribue fortement à l’atteinte des objectifs de décarbonation. Nous remarquons également une contribution de la capture et séquestration sur les usages finaux (CCS dans l’industrie) : 9700 kt/an en 2050.
FIGURE 55:EMISSIONS DE CO2 DANS LE SCENARIO « TRAJ.F4.GT »
70
Pour rappel, nous avons retranché 107 TWh utilisés pour la production de chaleur aux 132 TWh mentionnés en 2010 dans (ADEME, 2018c).
97
La mobilisation de la filière CCS induite par ces technologies conduit à des rythmes d’installation élevés des sites de stockage souterrain. L’augmentation de la capacité disponible est notamment de plus de 7000 kt sur la période 2033-3037. Cela correspond environ à la mise en place annuelle d’un site d’une capacité équivalente à ceux installées dans le monde (1000 kt/an, voir chapitre 1). En 2050, le volume annuel de CO2 stocké atteint 22000 kt/an.
Coté système gaz, les volumes de biométhane mis en jeu atteignent rapidement des valeurs importantes qui supposent une mobilisation soutenue des filières à des horizons proches (Figure 56) : 58 TWh en 2025 et 85 TWh en 2030 (21% du mix). Le mix gaz, alors en partie décarboné, contribue à la possibilité de maintenir l’usage des cycles combinés au sein du système électrique.
FIGURE 56:MIX GAZ ET ELECTRIQUE DU SCENARIO « TRAJ.F4.GT »
Ces résultats montrent l’importance de considérer les problématiques de trajectoire de déploiement des nouvelles filières de décarbonation pour parvenir à 2050. Dans la suite de ce travail, nous allons analyser l’impact de plusieurs jeux d’hypothèses sur les contraintes de rythme d’installation de ces nouvelles technologies au sein des systèmes gaz et électrique.
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2.1.3 Caractérisation des contraintes de rythme de déploiement 2.1.3.1 Contraintes de rythme sur le stockage souterrain de CO2
Il existe de fortes incertitudes quant à un développement de la filière CCS en France (voir chapitre 1), au regard de l’acceptabilité de cette technologie et des possibles difficultés de mise en œuvre : la capacité de stockage limitée des installations actuelles ainsi que les obstacles liés à des facteurs économiques/sociétaux constituent actuellement un frein au développement de la technologie.
Ces données tangibles justifient donc l’adoption d’un cas d’étude où le rythme de déploiement des sites de stockage en France conduit à une capacité de stockage en 2050 nettement inférieure au gisement technique. Nous avons par conséquent intégré une contrainte d’installation de 2 sites de stockage (soit 2000 kt) par période de 5 ans, ce qui conduit à une capacité de stockage maximale de 10 000 kt/an en 2050.
2.1.3.2 Contraintes de rythme d’installation des unités de méthanisation et de pyrogazéification
Dans la suite, nous appliquons des contraintes sur les rythmes d’installation des filières méthanisation et pyrogazéification qui suivent ceux de la trajectoire définie à l’horizon 2035 dans le scénario central (scénario « A ») du bilan prévisionnel gaz 2017 (Tableau 17) :
- A partir de 2034, la quantité de biométhane issu de la méthanisation injectée71 augmente chaque année de 7.6 TWh/an
- Pour le biométhane issu de la gazéification72, l’accroissement est de 1.2 TWh/an à partir de 2030 Nous faisons l’hypothèse que les rythmes d’installation n’augmentent plus après 2035.
TWh
supplémentaire/an 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Méthanisation 0.9 1.6 3.7 7.6 7.6 7.6 7.6
Gazéification 0 0.9 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2
TABLEAU 17:RYTHME D'INSTALLATION MAXIMAL DES UNITES DE METHANISATION ET DE PYROGAZEIFICATION
71
La capacité moyenne d’injection des méthaniseurs actuellement installés en France est de 15 GWh/an (ENEA, 2017). Cela suppose alors le développement de plus de 500 méthaniseurs de cette taille par an.
72
A titre indicatif, sur la base d’une unité de 16 MW fonctionnant 8000 heures/an (ADEME, 2018c), cela correspond à l’installation d’environ 10 unités qui produisent 128 GWh/an.
99
2.2
Etablissement d’une configuration pivot et définition des scénarios
En tenant compte des contraintes de rythmes de déploiement sur les technologies CCS et biométhane, qui jouent un rôle clé pour la décarbonation du système, nous avons défini une « configuration pivot » qui comprend un scénario « Business-As-Usual » (BAU) et un scénario « traj.F4 ».
Les systèmes gaz et électrique ont pour contrainte :
Dans le cas du scénario « BAU » de ne pas dépasser en 2050 leurs niveaux d’émissions respectifs de l’année 2012 de référence du modèle.
Dans le cas du scénario « traj.F4 », de diviser par 4 les émissions globales des systèmes gaz et électrique en suivant une trajectoire à l’horizon 2050 par rapport au niveau de 2012.
Le scénario « BAU » nous permet d’effectuer une première analyse sans contrainte carbone, et ainsi de mieux comprendre l’impact de la trajectoire de décarbonation « facteur 4 » sur les résultats.
Nous effectuons ensuite des variations autour du scénario « traj.F4 » par l’intermédiaire de deux principaux leviers : la disponibilité des technologies candidates et la stratégie de décarbonation.
La démarche va être alors d’explorer comment s’articulent les filières pour différentes combinaisons d’hypothèses. Le Tableau 18 fait la synthèse des 23 scénarios qui ont été ainsi considérés pour cette étude. Par ailleurs, des variantes seront proposées dans le corps du texte pour approfondir certains résultats.
Les scénarios mettent en lumière des configurations contrastées des frontières du système technique concernant la disponibilité des filières biogaz/bois-énergie (« traj.F4.BIOlim », « traj.F4.BIOADEME »), la capacité nucléaire installé (« traj.F4.noNUC ») et enfin la disponibilité des sites de séquestration du carbone (« traj.F4.noCCS »).
L’impact de la stratégie de décarbonation sera tout d’abord évalué via deux trajectoires alternatives à la trajectoire de référence que nous avons définie (« traj.F4.ANT », « traj.F4.TARD »). Ensuite, nous analyserons le cas d’un scénario dans lequel on applique une taxe sur les émissions de CO2 (« CARBON_TAX »). Enfin, nous considérerons le cas d’un scénario avec budget carbone (« BUDGET.F4 »).
Par ailleurs, nous évaluerons la sensibilité de la demande à l’évolution des contraintes du système. Le cas d’une demande élastique sera ainsi considéré (scénarios « .elas ».)
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