35 Infrastructures de stockage du gaz
Il existe 15 sites de stockage, principalement exploités par Storengy et Teréga (IGF, 2017):
10 sites en nappe aquifère : le gaz est injecté dans la roche en grande profondeur (plusieurs centaines de mètres) ;
4 sites en cavités salines, obtenues préalablement en injectant de l’eau qui dissout progressivement une partie du sel ;
1 site en gisement de gaz naturel déplété (mis sous cocon en 2012).
Les infrastructures de stockage en place permettent d’éviter des investissements supplémentaires dans le réseau de transport. Elles permettent également de créer de la valeur sur les marchés lorsqu’il existe un différentiel de prix hiver/été.
Un rapport évaluant la capacité du réseau à répondre à la pointe hivernale notamment en fonction du niveau de remplissage des stockages et des dernières tendances en terme d’importations est publié tous les ans (GRTgaz, 2017b).
Gestion de la demande en gaz
Le mécanisme de Demand-Response a été peu étudié pour le système gaz, en raison de sa capacité plus importante à gérer les pointes de consommation, à la différence du système électrique.
Un projet de contrôle automatique des usages de Décembre à Février entre 6h et 9h du matin pour les secteurs de l’industrie et du tertiaire a été mis en place par National Grid pour la ville de New-York, régulièrement confrontée à des difficultés d’approvisionnement en hiver (National Grid, 2018).
Par ailleurs, la possibilité de diminuer les pics de consommation de gaz dans le secteur résidentiel selon des tarifs de type heures pleines/creuses est évaluée18 dans (Li et al., 2016). La publication décrit un cas d’étude pour la ville de Zhengzhou en Chine, pays dans lequel les pénuries de gaz sont fréquentes en raison d’un système d’approvisionnement peu performant mais également de tarifs du gaz (contrôlés pas le gouvernement) particulièrement bas et qui nécessitent selon les auteurs d’être réformés car ils génèrent des consommations excessives. Les résultats soulignent une diminution de l’écart entre le pic et le creux de consommation lorsque le tarif « heures pleines » augmente. En revanche, cela ne contribue pas à diminuer la facture énergétique des ménages. Ceci est dû à l’hypothèse que la consommation d’énergie des ménages est constante. Autrement dit, une diminution de la consommation en gaz naturel se traduit par une augmentation de la consommation d’électricité.
18
Les auteurs utilisent une modélisation multi-agents dans laquelle figurent le gouvernement, les fournisseurs de gaz naturel et d’électricité, ainsi que les clients résidentiels avec sept niveaux de revenus différents. Le niveau de réponse des clients du secteur résidentiel est évalué d’après leur sensibilité au tarif du gaz naturel qui dépend lui-même du revenu du ménage.
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1.3
Gaz et électricité au cœur des préoccupations pour les transitions
énergétiques
1.3.1 Objectifs et scénarios en France
La France s’est fixée un objectif de division par quatre des émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050 dans le cadre de la Loi de Transition Energétique pour la Croissance Verte (LTECV) (MEDDE, 2015b). Par ailleurs, pour accélérer la transition énergétique et la mise en œuvre de l’Accord de Paris établi lors de la COP21, un objectif de neutralité carbone pour 2050 a été présenté en 2017 (MTES, 2017a).
Ces objectifs sont porteurs d’ambitions fortes pour les systèmes gaz et électrique, dont les volumes de annuels de consommation respectifs sont considérables (environ 450 TWh), et dont les infrastructures ont une longue durée de vie (environ 50 ans).
Les objectifs de la LTECV envisagent une importante modification structurelle du système électrique. Ils mentionnent tout d’abord une contribution des énergies renouvelables à 40%19 de la production d’électricité en 2030 (MEDDE, 2015b). En parallèle, un objectif de diminution de la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50% en 2025 est mentionné (MEDDE, 2015b). Cependant, cet objectif a été ultérieurement reporté à 2030.
Afin d’assurer un pilotage efficient de la LTECV, les Programmations Pluriannuelles de l’Energie (PPE) définissent des objectifs quantitatifs par filière. Les objectifs de capacité installée en 2023 pour l’énergie éolienne terrestre/en mer ainsi que pour l’énergie solaire vont jusqu’à 26 GW/3GW et 20 GW. Les PPE sont en cours de révision afin de définir de nouveaux objectifs à l’horizon 2028.
Le système gaz doit quant à lui diminuer le recours au gaz naturel pour satisfaire la demande. Dans cet objectif, trois nouvelles filières de production « gaz renouvelable » sont actuellement envisagées :
l’utilisation de la biomasse fermentescible pour produire du biométhane par méthanisation,
l’utilisation de la biomasse solide pour produire du biométhane par gazéification,
la filière « Power-to-Gas » (PtG) : la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau, avec une possibilité d’associer l’hydrogène avec du CO2 pour produire du méthane de synthèse par méthanation.
Le cadre règlementaire vise à favoriser le développement de ces nouvelles filières. La PPE actuelle mentionne un objectif d’injection de biométhane dans le réseau de gaz à la hauteur de 1.7 TWh en 2018 et 8 TWh en 202320. La Loi de Transition Energétique pour la Croissance Verte du 17 août 2015 envisage de porter la part de gaz renouvelable dans la consommation finale à 10% en 2030. Les opérateurs de réseaux gaziers indiquent qu’il serait possible de porter cette part à 30% d’après le scénario « B » du bilan prévisionnel 2017 (GRTgaz, GrDF, SPEGNN, & TIGF, 2017) (Figure 12).
19
Article L.100-4 : « 4° De porter la part des énergies renouvelables à 23 % de la consommation finale brute d'énergie en 2020 et à 32 % de cette consommation en 2030 ; à cette date, pour parvenir à cet objectif, les énergies renouvelables doivent représenter 40 % de la production d'électricité, 38 % de la consommation finale de chaleur, 15 % de la consommation finale de carburant et 10 % de la consommation de gaz » ;
20
Les travaux préparatoires de la nouvelle PPE menés dans le cadre de la SNBC (Stratégie Nationale Bas Carbone) considèrent une part de gaz renouvelable de 120 TWh à horizon 2050 [nota : valeurs à fin juin 2018].
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