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Évaluation quantitative de scénarios de développement du marché de la chaleur à Genève à l'horizon 2050 : du fossile aux renouvelables,
pistes pour décarboner le système thermique
DE OLIVEIRA FILHO, Fleury, et al.
Abstract
Dans le cadre d'une réflexion prospective sur le développement du marché de la thermique dans le canton de Genève, les Services Industriels de Genève (SIG), avec l'appui de l'Université de Genève (UNIGE), ont développé des scénarios prospectifs dans le but d'orienter la stratégie thermique des SIG dans le cadre des politiques fédérales et cantonales de l'énergie. Ces réflexions se sont concrétisées par trois rapports : un qui explique la démarche prospective et les visions de futurs possibles et deux autres qui explicitent les hypothèses retenues et quantifient des scénarios correspondant à ces visions à l'horizon 2035 et 2050. La présente étude fait partie intégrante des réflexions prospectives et porte sur l'évaluation quantitative à l'horizon 2050. Deux classes de scénarios ont été créées pour prendre en compte les incertitudes de l'évolution à long terme du marché du gaz et de l'électricité au niveau européen et son impact sur le marché de la thermique à Genève. Les scénarios ont été quantifiés avec un modèle horaire du type input/output, déjà utilisé et validé [...]
DE OLIVEIRA FILHO, Fleury, et al. Évaluation quantitative de scénarios de
développement du marché de la chaleur à Genève à l'horizon 2050 : du fossile aux renouvelables, pistes pour décarboner le système thermique. Genève : 2020, 41 p.
Available at:
http://archive-ouverte.unige.ch/unige:149640
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Réalisé dans le cadre du Partenariat SIG – UNIGE
Groupe Systèmes Energétiques
Département F.-A. Forel des sciences de l'environnement et de l'eau Institut des Science de l’Environnement
Uni Carl Vogt – 66, bd Carl Vogt – CH 1211 Genève 4 www.unige.ch/sysener
Évaluation quantitative de scénarios de développement du marché de la chaleur à
Genève à l’horizon 2050
Du fossile aux renouvelables,
pistes pour décarboner le système thermique
Fleury de OLIVEIRA
(UNIGE)Loïc QUIQUEREZ
(SIG)Marcel RUEGG
(SIG)Michel MONNARD
(SIG)Bernard LACHAL
(Expert externe)Pierre HOLLMULLER
(UNIGE)Septembre 2020
2 Cadre de l’étude
Cette étude est effectuée dans le cadre de la convention de collaboration établie entre les Services Industriels de Genève (SIG) et l’Université de Genève (UNIGE), dont l’objectif est de renforcer l’interaction entre les deux partenaires pour le développement de la filière académique dans le domaine de l’énergie, tout en permettant aux SIG de bénéficier de prestations d’expertise, de recherche et de conseils de l’UNIGE, notamment dans les domaines de l’efficience énergétique et de la production et distribution d’énergie.
Dans ce cadre, l’UNIGE a été appelée à continuer le travail initié en 2015 par l’activité Thermique des SIG pour quantifier un scénario « souhaitable-probable » à l’horizon 2050. À noter que la méthodologie et la quantification à l’horizon 2035 ont déjà été présentées et font parties intégrantes de la thèse de doctorat de Loïc Quiquerez.
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Table des matières
Table des matières ... 3
Acronymes ... 5
Synthèse ... 6
1. Introduction ... 8
1.1. Contexte et objectifs de l’étude ... 8
1.2. Contexte énergétique ... 8
2. Méthodologie ... 12
2.1. Le modèle ... 12
2.2. Le périmètre de comptabilisation ... 12
3. Le scénario 2050 souhaitable-probable (variante de base) ... 13
3.1. Hypothèses... 13
3.1.1. Évolution de la demande ... 13
3.1.2. Déploiement des systèmes de production, stockage et transport de chaleur ... 15
3.2. Quantification du scénario 2050 base ... 17
3.2.1. Bilan énergétique ... 17
3.2.2. Réseau CAD ... 20
3.2.3. Réseau gaz ... 21
3.2.4. Réseau électrique ... 21
4. Étude de sensibilité ... 22
4.1. Variantes liées à la demande ... 22
4.2. Variantes liées au système d’approvisionnement... 23
4.3. Résultats de l’étude de sensibilité ... 24
5. Évolution d’indicateurs de 1975 à 2050 ... 26
6. Conclusions ... 28
Bibliographie ... 30
Annexes ... 32
Annexe 1 – Évolution des DJ20/12 ... 33
Annexe 2 – Évolution démographique à Genève ... 34
Annexe 3 – Quantification 2035, évolutions et mise à jour ... 35
Annexe 4 – P2G : ressources et production ... 36
Annexe 5 – Géothermie de grande profondeur : enjeux liés à la valorisation thermique et/ou électrique ... 37
Annexe 6 – Intégration des ressources géothermales de moyenne profondeur ... 38
4
Annexe 7 – Estimation du nombre de doublets géothermiques ... 39 Annexe 8 – Variantes et flux énergétiques ... 40
5
Acronymes
BT Basse température
CAD Chauffage à distance
CCF Couplage chaleur-force
CGE Conception Générale de l’Énergie (canton de Genève)
COP Coefficient de performance
DJ Degrés-jours de chauffage
ECS Eau chaude sanitaire
EnR&R Énergies renouvelables et de récupération
HT Haute température
IDC Indice de dépense de chaleur
OCEN Office cantonal de l’énergie (canton de Genève) OFEN Office fédéral de l’énergie (Suisse)
OCSTAT Office cantonal de la statistique (canton de Genève)
P2G Power-to-gas
PAC Pompe à chaleur
PCC Plan Climat Cantonal (canton de Genève) PDE Plan Directeur des Énergies (canton de Genève)
PV Photovoltaïque
SRE Surface de référence énergétique
SIG Services industriels de Genève
SITG Système d'information du territoire à Genève UNIGE Université de Genève
UVTD Usine de valorisation et traitement des déchets
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Synthèse
Dans le cadre d’une réflexion prospective sur le développement du marché de la thermique dans le canton de Genève, les Services Industriels de Genève (SIG), avec l’appui de l’Université de Genève (UNIGE), ont développé des scénarios prospectifs dans le but d’orienter la stratégie thermique des SIG dans le cadre des politiques fédérales et cantonales de l’énergie. Ces réflexions se sont concrétisées par trois rapports : un qui explique la démarche prospective et les visions de futurs possibles et deux autres qui explicitent les hypothèses retenues et quantifient des scénarios correspondant à ces visions à l’horizon 2035 et 2050.
La présente étude fait partie intégrante des réflexions prospectives et porte sur l’évaluation quantitative à l’horizon 2050. Deux classes de scénarios ont été créées pour prendre en compte les incertitudes de l’évolution à long terme du marché du gaz et de l’électricité au niveau européen et son impact sur le marché de la thermique à Genève. Les scénarios ont été quantifiés avec un modèle horaire du type input/output, déjà utilisé et validé précédemment [1, 2, 3], et ont été mis en relation avec les nouveaux objectifs énergétiques et climatiques cantonaux en cours de définition.
Les résultats indiquent que toutes les variantes sont en accord avec les objectifs de la Société à 2'000 W fixée pour 2050 pour le secteur de l’approvisionnement en chaleur. Les réductions massives de la consommation d’énergie totale et fossile sont en effet atteintes et résultent dans une baisse importante des émissions de CO2 en 2050. Une certaine flexibilité sur les modes de production doit être envisagée vu les incertitudes du marché de l’énergie en Europe à long terme. En revanche, des actions fortes pour limiter la demande thermique sont nécessaires vu que les ressources renouvelables locales pour cet usage sont limitées principalement par la concordance de temps.
L’évolution des diagrammes de flux énergétiques du système d’approvisionnement en chaleur entre 1975 et 2050 (scénario de base) permet d’appréhender les transformations structurelles envisagées (figures en page suivante). Un des aspects le plus frappant est l’interconnexion des systèmes thermiques et électriques ; ce type d’études devra donc être logiquement étendu au marché électrique au niveau européen - de même qu’à celui du gaz méthane.
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Diagrammes de flux [GWh/an] du marché de la chaleur corrigés climatiquement selon l’évolution tendancielle des DJ20/12.
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1. Introduction
1.1. Contexte et objectifs de l’étude
La présente étude s’inscrit dans la démarche prospective initiée en 2015, où le but principal n’est pas de prédire le futur, mais d’envisager des futurs possibles afin de guider les actions à mener. Les différentes étapes de la réflexion prospective peuvent être résumées comme étant [1] :
la construction d’une représentation du système en dynamique ;
l’étude rétrospective et prospective des variables clés ;
le balayage du champ des possibles (construction de scénarios exploratoires) ;
la construction d’un scénario souhaitable-probable ;
la quantification à l’aide d’un modèle (dans ce cas dynamique) ;
l’analyse de sensibilité sur les variables et les scénarios.
Au cours du printemps 2019, le groupe Systèmes Énergétiques de l’Université de Genève (UNIGE) a repris l’étude prospective des variables clés, afin de pouvoir construire et quantifier des scénarios à l’horizon 2050. L’objectif étant de quantifier la part du marché pouvant être alimentée par les réseaux de chauffage à distance (CAD), le rôle des énergies renouvelables dans le système thermique futur et de donner des informations sur les évolutions possibles du système thermique cantonal pour les décideurs. L’étude a été pilotée par Bernard Lachal avec l’appui des Services industriels de Genève (SIG).
Jusqu’à présent, seuls les éléments concernant le modèle numérique (construction et validation du modèle dynamique), ainsi que la quantification pour l’année 2035 ont été publiés [1, 2, 3]. Par ailleurs, les éléments méthodologiques et les réflexions menées depuis 2015 concernant le déroulement de la démarche prospective réalisée par l’activité Thermique des SIG avec l’appui des chercheurs de l’UNIGE fait l’objet d’un rapport spécifique [4].
1.2. Contexte énergétique
Le secteur des bâtiments, responsable de 53% des émissions directes1 de gaz à effet de serre à Genève [5], reste le poste prioritaire d’action pour réduire les émissions de CO2. L’évolution des consommations de mazout et de gaz, essentiellement dédiés à la production thermique de confort (chauffage et eau-chaude sanitaire), est indiquée dans la Figure 1. On s’aperçoit que la somme mazout- gaz représente presque 50% des consommations énergétiques cantonales depuis 1990 [6]. Sur la figure, on voit également le remplacement progressif du mazout par le gaz durant les quarante dernières années, ce dernier couvrant actuellement un tiers des consommations finales d’énergie dans le canton.
Pour l’étude prospective à l’horizon 2050, il est primordial de comprendre l’évolution du marché de la chaleur. Les premières statistiques cantonales sur les combustible solides (charbon et bois) et liquides (mazout) datent de 1975 et sont disponibles sur l’Annuaire statistique du canton de Genève de 1985 [7]. Les statistiques des consommations de gaz du canton entre 1970 et 1980 sont également présentées dans ce document. Sur la base de ces données, il est possible de tracer l’évolution des flux énergétiques du marché de la chaleur à Genève depuis 1975 à nos jours. Il faut cependant noter qu’il
1 Émissions directes dues aux combustions d’énergie fossiles sur le territoire genevois et émissions locales non énergétiques, soit le scope 1 du Plan Climat Cantonal.
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n’existe pas de statistiques officielles sur les énergies renouvelables2 et que des estimations ont été réalisées sur la base de différents documents, notamment les rapports SIG sur l’exploitation de l’Usine des Cheneviers [8], le fichier de l’OCEN concernant les énergies livrées par les CAD à Genève et la couche des indices de dépenses de chaleur (IDC) du géoportail SITG [9].
Figure 1 : Livraison d’énergies finales dans le canton de Genève selon les différents vecteurs énergétiques, sans l’électricité consommée au CERN et sans les carburants d’aviation. Données OCSTAT, août 2019 [6].
Basé sur les données de consommation d’énergie finale du canton3, des diagrammes de flux énergétiques du marché de la chaleur au niveau cantonal ont été construits.
L’évolution du marché de la thermique entre 1975 et 2018 est présentée sur la Figure 2. Les données ont été corrigées climatiquement pour prendre en compte la variabilité du climat traduite par les degrés-jours (DJ) de chauffage. Par ailleurs, vu l’évolution à la baisse des DJ20/12 de chauffage observée depuis les années 1960, les corrections climatiques ont été réalisées en prenant en compte l’évolution tendancielle des DJ, à savoir une baisse linéaire de 13 K.jour/an (corrections sur la base d’un climat en évolution, voir Figure A – Annexe 1 – Évolution des DJ20/12).
En 2018, la consommation d’énergie finale pour la chaleur se monte à 5'300 GWh, soit 1'205 W/hab., et est essentiellement basée sur les combustibles fossiles (59% gaz et 32% mazout). En comparaison, en 1975, la consommation était d’environ 6'080 GWh, soit 2'040 W/hab., couverte presque entièrement par les combustibles fossiles (5% gaz et presque 95% mazout).
2 Une première étude méthodologique pour l’évaluation des EnR&R sur le canton de Genève a été réalisé par les chercheurs du groupe Systèmes Energétiques de l’UNIGE en 2018 et sera intégrée aux statistiques officielles prochainement [24].
3Dans les travaux de L. Quiquerez et al. réalisés en 2016 pour la quantification thermique des scénarios 2035 [2], un approche du type bottom-up a été utilisé avec l’agrégation des demandes finales d’énergie au niveau des bâtiments (données IDC et reconstructions statistiques), ce qui a permis de géolocaliser les demandes thermiques et ainsi identifier les zones propices au développement des CAD. Vu le manque d’information sur l’historique des surfaces chauffées à Genève, notre étude part des données sur la consommation d’énergie finale du marché de la chaleur (statistiques cantonales) et reconstruit la demande thermique au niveau cantonal, ceci dans le but de retracer l’évolution de la demande depuis 1975. À noter que l’écart entre les deux approches a été évalué à moins de 2% pour l’année 2014 [1, 2].
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Figure 2 : Diagrammes des flux énergétiques [GWh/an] du marché genevois de la chaleur de 1975 à 2018 corrigés climatiquement selon l’évolution tendancielle des DJ20/12. Basé sur données OCSTAT [6, 7], SIG [8] et OCEN.
Les graphiques de la Figure 2 montrent également le périmètre choisi pour la comptabilisation du marché de la thermique à Genève, et met en évidence l’importance croissante du réseau gaz face à la distribution de mazout, ainsi que l’évolution des réseaux CAD alimentés aujourd’hui à près de 50% par des énergies renouvelables et de récupération (EnR&R).
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Les réseaux de chaleur couvrent ainsi près de 13% de la demande thermique, tandis qu’en 1975 il couvrait moins de 3%. Enfin, la quantité d’énergie livrées par les PAC reste encore très marginale et couvre environ 1% des besoins en 2018.
L’évolution depuis 1975 des consommations totales, fossiles et renouvelables (avec correction climatique tendancielle), ainsi que les émissions CO24 liées au chauffage et à la production ECS sont montrées sur la Figure 3. On voit une baisse progressive des consommations d’énergies finales pour les prestations thermiques depuis la moitié des années 1990, les consommations se situant actuellement à environ 1'200 W/hab., dont 1'100 W/hab. d’énergies fossiles.
Figure 3 : Consommations d’énergies pour l’approvisionnement en chaleur (totale, fossile et EnR&R) entre 1975 et 2018 selon les données OCSTAT [6, 7], SIG [8] et OCEN. Les émissions CO2 associées aux combustibles fossiles sont aussi présentées. Les données ont été corrigées climatiquement selon évolution tendancielle des DJ20/12.
La baisse des émissions CO2 du secteur thermique est plus prononcée que celle des consommations d’énergie finale. Elle est le résultat direct principalement de la substitution mazout/gaz, mais aussi de l’augmentation de la part des EnR&R dans le mix thermique depuis les années 2000. Actuellement, environ 2 tCO2/hab./an sont liées aux prestations thermiques pour le chauffage et la production d’eau chaude sanitaire (ECS) des bâtiments.
4 Le contenu CO2 des agents énergétiques fossiles et de l’électricité se base sur les valeurs utilisées par L.
Quiquerez et al. [2] et prend en compte les scopes 1 et 2 du Plan Climat Cantonal, soit les émissions directes effectuées dans le canton, ainsi que les émissions indirectes nécessaires à la production et au transport de l’énergie consommée à Genève. Gaz : 202 gCO2/kWhPCI, mazout : 265 gCO2/kWhPCI, électricité : 139 gCO2/kWh.
À noter qu’il est difficile d’évaluer l’évolution du contenu CO2 lié aux consommations électriques genevoises vu le manque d’historique sur l’origine des productions importées. Cela a toutefois très peu d’’impact sur le secteur thermique entre 1975 et 2018 vu le faible déploiement des PAC observé jusqu’à aujourd’hui.
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2. Méthodologie
2.1. Le modèle
La quantification des scénarios est réalisée à l’aide d’un modèle systémique de type input/output, inspiré du logiciel EnergyPLAN [10]. La description et le fonctionnement du modèle sont décrits par L.
Quiquerez et al. [2].
Ce modèle, basé sur un pas de temps horaire, permet d’équilibrer l’offre et la demande en prenant en compte la dynamique temporelle des ressources et de la demande, ainsi que le développement des infrastructures de transformation, transport et stockage d’énergie […].
En ce qui concerne la dynamique de la demande de chaleur, la courbe de charge horaire relative du réseau de chaleur CADIOM a été utilisée pour caractériser la demande actuelle. […] Dans les différents scénarios, celle-ci est ajustée pour prendre en compte les effets liés à l’amélioration de la performance thermique des bâtiments, la modification du climat, et la construction de bâtiments neufs à faible consommation […]. Concernant les ressources, des profils temporels provenant de mesures réelles ont été utilisés, notamment pour estimer la production solaire thermique et PV […].
La comparaison horaire entre la demande et les capacités de production […] permet de déterminer quelles sont les unités de production utilisées. Pour remonter aux inputs énergétiques, celles-ci sont caractérisées par des rendements.
[…]
En output, le modèle permet d’établir le bilan énergétique de l’ensemble du système d’approvisionnement en chaleur, de quantifier les émissions de CO2 générées […].
Il est important de mentionner que vu l’horizon temporel et les incertitudes liées aux évolutions futures, nous ne traitons pas dans cette étude les aspects économiques. Ceci pourrait faire l’objet d’une étude ultérieure.
2.2. Le périmètre de comptabilisation
Le périmètre de comptabilisation énergétique du système d’approvisionnement thermique est indiqué schématiquement sur la Figure 4, pour plus de détail voir [2]. À noter qu’on ne remonte pas au niveau de l’énergie primaire (non prise en compte de l’énergie grise et des transformations énergétiques hors canton).
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Figure 4 : Périmètre énergétique du système d’approvisionnement en chaleur. Modifié depuis [2].
3. Le scénario 2050 souhaitable-probable (variante de base)
3.1. Hypothèses
Le scénario de référence a été construit sur la base des réflexions menées précédemment par un petit groupe d’experts composé de collaborateurs des SIG et du groupe Systèmes Énergétiques de l’UNIGE.
Ce scénario repose sur un ensemble cohérent d’hypothèses concernant l’évolution des variables de changement qui influencent directement l’évolution de la demande thermique (rénovation énergétique des bâtiments et sobriété énergétique, évolution du climat) et le développement des énergies renouvelables (déploiement des infrastructures et transformateurs permettant leur valorisation).
3.1.1. Évolution de la demande
L’évolution de la demande a été estimée en prenant en compte de l’évolution de 4 variables clés, à savoir :
l’évolution du climat, basée sur le nombre de DJ de chauffage ;
l’évolution démographique et le développement urbain qui l’accompagne ;
la rénovation énergétique des bâtiments peu performants ;
des actions de sobriété énergétique.
En ce qui concerne l’évolution du nombre de DJ20/12 de chauffage, l’hypothèse retenue est la prolongation de l’évolution tendancielle linéaire observée depuis 1960, soit une baisse de 13 K.jour/an.
En ce qui concerne l’évolution démographique, on estime qu’en 2050 la population dans le canton de Genève sera de 625'000 habitants5. Le rythme de construction des bâtiments neufs (logement et
5 Chiffre basé sur les prévisions de l’OCSTAT (scénario II) [21], de l’OFS (scénario AR-00-2015) [22] et du rapport
« Genève 2050 » (scénario 2) [23] avec une augmentation moyenne de la population variant entre 0.85% et 0.95% par an. Voir Annexe 2 – Évolution démographique à Genève.
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activité) correspond à 71 m2SRE par habitant supplémentaire. La consommation nette de ces nouveaux bâtiments s’élève à 180 MJ/m2/an6, dont 50% pour le chauffage et 50% pour la production d’ECS.
La rénovation énergétique est réalisée sur les bâtiments définis comme non performants soit ayant une demande spécifique de chaleur (chauffage plus ECS) supérieure à 300 MJ/m2SRE/an6. La demande après rénovation est fixée à 275 MJ/m2SRE/an6 et correspond aux meilleures rénovations existantes sur le canton [11]. Le taux de rénovation, défini comme étant le pourcentage de la surface chauffée du parc de bâtiments de 2014 (année de référence) non performants rénovés par an, est par hypothèse de 1.75%/an entre 2014 et 2035 et augmente à 2.25%/an entre 2035 et 2050. Ceci représente un taux moyen de 1.96%/an et correspond à rénover environ 70% du parc actuel non performant, soit presque 0.8x106 m2SRE/an, ou la rénovation thermique d’environ 8'000 logements par an.
Une baisse supplémentaire de la demande totale de chaleur en 2050 est envisagée par des actions de sobriété et d’optimisation énergétique dans le bâtiment (gain d’usage par des actions de type éco21).
On considère ainsi une réduction supplémentaire de 10% des consommations liées aux demandes thermiques pour la production d’ECS de tous les bâtiments du parc immobilier. Par ailleurs, une baisse supplémentaire de 10% de la demande de chauffage des bâtiments existants non performants et non rénovés est aussi prévue d’ici 2050 (action sur les chaufferies, équilibrage hydraulique, abaissement températures de chauffage).
L’évolution des surfaces chauffées et des demandes thermiques sont indiquées sur la Figure 57. La consommation des bâtiments neufs et performants ne représente qu’une faible partie de la demande totale de chaleur en 2050, les plus gros postes étant le parc bâti rénové (47%) suivi par l’existant non performant (27%).
Figure 5 : Évolution des surfaces chauffées du parc immobilier et de la consommation de chaleur dans le canton.
6 Demande thermique pour l’année de référence 2014.
7 Les données 2035 présentées dans cette étude correspondent à celles des scénarios construits en 2015 par L.
Quiquerez [1, 2]. Une mise à jour a été réalisée dans le cadre de cette étude pour prendre en compte les nouvelles estimations concernant : l’évolution du nombre habitants et les demandes thermiques associées, les projets d’extension et de densifications des CAD, ainsi que le nouveau calendrier de développement de la géothermie haute température à Genève. On note, en revanche, que les changements prévus n’ont pas d’impact majeur sur inputs énergétiques ramenés au nombre d’habitants (MWh/hab.), ni sur les émissions spécifiques de CO2 (tCO2/hab.) (cf. Annexe 3 – Quantification 2035, évolutions et mise à jour).
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Tableau 1 : Indicateurs sur l’évolution des surfaces chauffées et la consommation de chaleur dans le canton entre 2014 et 2050.
3.1.2. Déploiement des systèmes de production, stockage et transport de chaleur L’intégration massive des EnR&R nécessite le développement coordonné d’infrastructures pour la production et la distribution de chaleur. On peut citer en particulier le déploiement des réseaux CAD nécessaires à la distribution des EnR&R intrinsèquement de grande taille comme la géothermie, ainsi que le recours aux pompes à chaleur (PAC) pour mobiliser les ressources disponibles à faibles températures.
Le taux de pénétration des différentes technologies d’approvisionnement de chaleur des bâtiments est indiqué dans le Tableau 2 (valeurs en pourcentage de la SRE totale couverte), les données 2014 et 2018 étant basées sur des statistiques officielles [6] et la couche IDC du SITG [9].
Tableau 2 : Taux de pénétration (en pourcentage SRE) des technologies d’approvisionnement en chaleur dans le canton entre 2014 et 2050.
Évolutions indicateurs 2014 Réf. 2018 2035 1 2050 base
Population [hab.] 482 500 501 750 557 000 625 000
DJ20/12 [K.j] 2 818 2 766 2 545 2 350
Taux de rénovation [%] - 1.75 2.00 1.96 2
SRE [106 m2] 41.7 43.1 47.0 51.8
nouveaux bat. [106 m2] 0.0 1.4 5.3 10.1
existant perf. [106 m2] 8.4 8.4 8.4 8.4
existant rénov. [106 m2] 0.0 2.3 14.0 23.5
existant non-perf. [106 m2] 33.3 31.0 19.3 9.8
Demande [GWh/an] 4414 4308 3737 3310
nouveaux bat. [GWh/an] 0 68 251 441
existant perf. [GWh/an] 520 513 482 413
existant rénov. [GWh/an] 0 158 915 1 547
existant non-perf. [GWh/an] 3 893 3 569 2 090 910
Demande [kWh/hab.] 9 148 8 586 6 709 5 296
1. En 2016, l'État a mis à jour les estimations sur le nombre d'habitants dans le canton de Genève. Un supplément de 23'000 hab. est prévu par rapport aux anciennes projections. Les valeurs pour l'année 2035 n'on pas été corrigées et correspondent à celles des scénarios crées en 2015 [1, 2].
2. Valeur moyenne sur la période 2014 - 2050.
Technologie d'approvisionnement 2014 Réf. 2018 2035 2050 base
SRE [106 m2] 41.7 43.1 47.0 51.8
Chaudières gaz individuelles 49.7% 53.3% 37.3% 2.1%
Chaudières mazout individuelles 38.7% 32.1% 10.1% 0.8%
Chaudières bois individuelles 1 0.7% 0.7% 2.0% 0.6%
PAC individuelles 1.0% 1.0% 20.3% 42.5%
CAD 9.9% 12.9% 30.3% 54.0%
1. Dans le scénario 2035, le potentiel pour le développement du bois-énergie correspond au potentiel total existant dans toute l'agglomération du Grand-Genève. Pour le scénario 2050, seulement le potentiel du canton de Genève est utilisé afin d'éviter les possibles conflits d'usage.
16
En 2050, on fait l’hypothèse que la surface totale des panneaux solaires thermiques pour la production d’ECS s’élève à 0.38x106 m2, soit un ratio de 0.6 m2/hab.. Par simplification, les panneaux solaires thermiques sont distribués de manière homogène dans tout le canton et sont utilisés conjointement avec les autres sources d’approvisionnement de chaleur indiquées dans le Tableau 2. Pour les panneaux solaires du type PV, l’hypothèse est d’installer une surface totale de 3.55x106 m2 d’ici 2050 (environ 700 MW). À savoir que la surface totale des toitures existantes et bien exposées à Genève s’élève actuellement à 5.70x106 m2 selon les estimations de G. Desthieux et al. [12, 13].
Les infrastructures de production centralisée pour l’approvisionnement CAD, ainsi que pour le stockage et transport sont indiquées dans le Tableau 3. L’approvisionnement en EnR&R dans les CAD provient essentiellement de la récupération des rejets thermiques à haute température (55 MW depuis Cheneviers IV, 12 MW depuis le CCF bois déchet et 7 MW non-identifié), de la géothermie de moyenne et grande profondeur et des PAC intégrées aux réseaux.
On fait également recours aux centrales de cogénération au gaz (CCF gaz) afin de couvrir une partie des besoins électriques des PAC centralisées et individuelles et ceci dans la continuation des scénarios prospectifs faits pour l’année 2035. Pour respecter les nouveaux objectifs de la politique énergétique et climatique cantonaux et limiter les émissions de CO2, il faut qu’une partie non-négligeable du gaz utilisé soit d’origine renouvelable (biogaz et gaz de synthèse – voir Annexe 4 – P2G : ressources et production).
Le déploiement des infrastructures pour le stockage saisonnier de chaleur est aussi prévu. L’objectif étant d’augmenter l’utilisation des rejets thermiques sur toute l’année avec le déphasage énergétique des rejets estivaux vers l’hiver. Les seules contraintes à son fonctionnement sont la capacité énergétique maximale d’énergie dans le stock (25 GWh), la puissance maximale d’injection/extraction (10 MW) et les pertes thermiques (20% de la chaleur injectée) [2].
Des chaudières d’appoint sont aussi prévues dans le système pour couvrir les besoins de pointes lors de vagues de froid. Pour les détails sur les hypothèses concernant l’estimation des puissances des chaudières d’appoint, merci de se référer au rapport [2].
Tableau 3 : Indicateurs sur les infrastructures sur les réseaux CAD.
À noter que le dimensionnement des PAC et des puissances liées à l’exploitation de la géothermie en directe est basé sur l’estimation actuelle des gisements techniquement et économiquement réalisables d’ici 2050 dans le canton de Genève, valeurs indiquées dans le Tableau 4.
Par ailleurs, on part de l’hypothèse que les CAD auront une température de fonctionnement compatible avec l’intégration du renouvelable (CAD de 4e génération [14]) facilitant ainsi l’intégration des PAC et de la géothermie directe dans le système.
Production, stockage, transport 2014 Réf. 2018 2035 2050 base
Rejets thermiques (direct) [MW] 45 45 45 74
Géothermie (direct) [MW] - - 48 62
CCF gaz [MW] - - 40 65
PAC [MW] 0.3 5 55 123
Chaudière bois [MW] 3 5 8 5
Chaudière gaz [MW] 170 190 385 640
Stockage (énergie) [GWh] - - 25 25
Stockage (puissance) [MW] - - 10 10
17
Tableau 4 : Gisements mobilisables à Genève en GWh/an. À noter que l’évaluation des gisements, ne prend pas en compte de manière systématique de l’intermittence des certaines ressources, ni des besoins liés. Source : [15].
On suppose que l’exploitation des nappes à moyenne et grande profondeur (1'000 à 2'500 m) permettra d’extraire plus de 60 MW en direct (soit l’équivalent de 14 doublets avec un débit moyen de 144 m3/h et une température de réinjection à 25°C8 [16]). Une vision schématique de l’intégration de la ressource géothermique dans le CAD est disponible sur la Figure D (Annexe 5 – Géothermie de grande profondeur : enjeux liés à la valorisation thermique et/ou électrique) et sur la Figure E (Annexe 6 – Intégration des ressources géothermales de moyenne profondeur). L’estimation du nombre de doublets géothermiques imaginés sur le territoire se base notamment sur les expériences d’exploitation de la géothermie de moyenne profondeur dans le bassin parisien [17] (voir l’Annexe 7 – Estimation du nombre de doublets géothermiques pour plus de détails sur la méthodologie).
Afin de remonter aux inputs énergétiques, les rendements indiqués dans le Tableau 5 ont été retenus pour les différentes infrastructures de production, de transport et de stockage d’énergie.
Tableau 5 : Rendement des systèmes de production, de transport et stockage d’énergie.
3.2. Quantification du scénario 2050 base
3.2.1. Bilan énergétiqueLe diagramme des flux du système modélisé pour le scénario 2050 de base (Figure 6) permet de visualiser les changements dans le système thermique du canton par rapport à la structure du système actuel (Figure 2). L’utilisation des CCF permet le couplage du réseau gaz aux réseaux électrique et
8 Il s’agit ici d’utiliser les techniques dites super-cooling où une PAC est connectée à la sortie de l’échangeur de chaleur dans le but d’abaisser les températures de réinjection et ainsi mieux valoriser la ressource géothermique.
Le COP de la PAC a été supposé constant et égal à 4, soit une efficacité technique proche de 45%.
Rendements 2014 Réf. 2018 2035 2050 base
Chaudière gaz ȠPCI [%] 90 90 92 92
Chaudière mazout ȠPCI [%] 83 83 85 85
Chaudière bois ȠPCI [%] 80 80 85 85
CCF chaleur ȠPCI [%] - - 45 45
CCF électricité ȠPCI [%] - - 40 40
PAC individuelle COP 3.1 3.3 3.5 3.6
PAC centralisée COP 3.6 3.6 3.7 3.7
Pertes CAD [%] 10 10 13 10
Pertes stockage 1 [%] - - 20 20
Solaire thermique [kWh/m2] 500 500 500 500
Solaire PV [kWh/m2] 160 160 200 200 2
1. Pertes stockage définies comme étant le ratio entre l'énergie injectée et l'énergie soutirée.
2. La production spécifique des panneaux PV n'évolue pas entre 2035 et 2050 vu l'utilisation des surfaces moins biens exposées.
18
thermique. Par ailleurs, et de manière complémentaire, les PAC permettent l’exploitation des ressources énergétiques locales à basse température et renforcent les interactions électrothermiques.
Le mazout (moins de 1% des inputs énergétiques) est réservé aux bâtiments sans accès aux ressources renouvelables. La consommation de gaz équivaut à 26% des inputs, dont environ ¾ est d’origine renouvelable. L’ensemble de ce gaz est utilisé pour alimenter les CCF, couvrir les pics de demande CAD et pour répondre aux besoins de quelques chaudières individuelles. Dans le scénario de base, l’utilisation des énergies fossiles est limitée et correspond à environ 7% des inputs énergétiques.
Plus de 40% de la demande thermique est couverte par les PAC individuelles et 50% par le CAD. Le manque de concordance temporelle entre la ressource solaire et la demande thermique limite l’utilisation de l’électricité PV dans le système thermique. Dans ce scénario, malgré la production électrique des CCF, il est nécessaire de mobiliser de l’électricité additionnelle pour assurer le fonctionnement des PAC.
Les chaudières individuelles couvrent une partie très faible de la demande thermique (3.5%) et alimentent les bâtiments protégés et les sites où la conversion aux ressources renouvelables est trop difficile en raison de contraintes liées aux infrastructures techniques (routes, réseau électrique, autre), au manque de ressources renouvelables disponibles (géothermie, hydrothermie), aux protections environnementales (nappes d’eau potable, sites naturels protégés) ou encore aux nuisances sonores.
Pour le canton de Genève, l’évolution depuis 2014 des inputs énergétiques (entrants à gauche du diagramme de Sankey – Figure 6) est indiquée sur la Figure 7. La baisse de la demande énergétique exprimée en W/hab., ainsi que le remplacement des énergies fossiles par le renouvelable devient marquant en 2050, où plus de 90% des inputs sont d’origine renouvelable.
Figure 6 : Diagramme des flux énergétiques [GWh/an] du marché de la chaleur à Genève en 2050 pour le scénario de base.
19
Figure 7 : Évolution des inputs énergétiques en W/hab..
L’évolution des inputs et des demandes du système d’approvisionnent thermique est présentée sur les graphiques de la Figure 8 (en GWh/an). La différence entre le graphique de gauche et celui de droite étant l’efficacité globale du système qui passe de 80% en 2014 à 90% en 2050.
Figure 8 : Évolution des inputs énergétiques selon leur nature (graphique de gauche) et évolution des demandes des bâtiments réparties selon le type d’approvisionnement (graphique de droite).
L’évolution des intrants du système est montrée sur la Figure 9 où on voit l’importance croissante des ressources renouvelables dans le mix d’approvisionnement thermique et son impact sur les émissions CO2.
Figure 9 : Évolution des intrants énergétiques répartis selon source énergétique et niveau C02 associé. En 2050, ¾ du gaz qui transite dans le réseau est d’origine renouvelable (biogaz ou gaz de synthèse).
La courbe de charge horaire agrégée de l’approvisionnement pour l’ensemble des bâtiments est montrée sur la Figure 10. On voit qu’en 2050, les bâtiments sont alimentés principalement par le CAD et les PAC qui couvrent plus de 90% de la demande thermique. La production solaire thermique assure 6% des demandes (principalement en été) et les chaudières individuelles le 3% restant.
1200.0 1112.4
555.7
48.8
85.6 99.1
331.9
601.9
2.4 2.9
14.9
27.6
0 250 500 750 1000 1250 1500
2014 Réf. 2018 2035 2050 base
Inputs énergétiques par habitant [W/hab]
Electricité additionnelle EnR&R Energies fossiles
5072 4889
2712
267
362 436
1619
3295
10 13
73
151
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
2014 Réf. 2018 2035 2050 base
Inputs énergétiques [GWh/an]
Electricité additionnelle EnR&R Energies fossiles
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
2014 Réf. 2018 2035 2050 base
Alimentation en chaleur des bâtiments [GWh/an]
Solaire thermique PAC Chaudière bois
CAD Chaudière gaz Chaudière mazout
0 200 400 600 800 1000 1200
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
2014 Réf. 2018 2035 2050 base
Emissions de CO2 [ktCO2/an]
Intrants énergétiques [GWh/an]
Electricité additionnelle PV valorisé via PAC Solaire thermique Rejets thermiques (via PAC) Rejets thermiques Géothermie (via PAC) Géothermie Aérothermie (via PAC) Hydrothermie (via PAC)
Biomasse Gaz renouvelable Gaz fossile
Mazout CO2
20
Pour 2050, la puissance thermique maximale des demandes se monte à 1'350 MW, soit 26 W/m2SRE, valeur 30% plus basse que les 37 W/m2SRE de l’année de référence, 2014.
Figure 10 : Courbe de charge agrégée de l’approvisionnement des bâtiments en 2050. Valeurs horaires du 1e janvier au 31 décembre.
3.2.2. Réseau CAD
L’évolution du mix d’approvisionnement thermique des réseaux de chaleur est présentée sur la Figure 11. En 2014 et 2018, le taux d’EnR&R des réseaux est proche de 50% (provenant principalement de la récupération des rejets thermiques des Cheneviers).
Dans les scénarios 2035 et 2050, l’usage direct du gaz dans le CAD baisse considérablement et sert principalement pour assurer les pics de demande. En revanche, en 2035 et en 2050, une part importante de gaz est utilisée pour alimenter les CCF dans le but de produire simultanément de la chaleur pour le CAD et de l’électricité pour alimenter les PAC en mi-saison et en hiver.
Plus spécifiquement, en 2050, 10% de l’approvisionnement CAD provient des chaudières gaz centralisées (dont ¾ d’origine renouvelable) et 15% de l’output thermique des CCF gaz. Les énergies de récupération assurent 31% de l’approvisionnement, la géothermie directe 22% et les PAC centralisées 21%. Vu que ¾ du gaz qui entre dans le système est d’origine renouvelable, le taux d’EnR&R dans le CAD s’approche de 95%.
Figure 11 : Évolution du mix d’approvisionnement thermique annuel des CAD.
La courbe de charge horaire agrégée de l’ensemble des CAD est montrée sur la Figure 12. Les rejets thermiques et la géothermie directe assurent la demande en ruban, les CCF et les PAC la mi-charge jusqu’à 320 MW, tandis que le bois et le gaz sont utilisés pour couvrir les pointes de demande en hiver.
0 500 1000 1500 2000
2014 Réf. 2018 2035 2050 base
Approvisionnement CAD [GWh/an]
Rejets thermiques Géothermie CCF gaz
PAC Chaudière bois Chaudière gaz
21
Figure 12 : Courbe de charge agrégée des CAD en 2050. Valeurs horaires du 1e janvier au 31 décembre.
3.2.3. Réseau gaz
L’évolution des consommations de gaz depuis 2014 est indiquée sur la Figure 13 en explicitant les transformateurs en jeu. En 2050, deux tiers du gaz est utilisé pour alimenter les CCF qui alimentent les CAD et fournissent une partie non-négligeable de l’électricité requise pour faire fonctionner les PAC (centralisées ou individuelles). À savoir que dans le scénario de base pour 2050, ¾ du gaz qui transite dans le réseau est d’origine renouvelable (biogaz ou gaz de synthèse).
Figure 13 : Consommations annuelles de gaz (PCS) entre 2014 et 2050, distinguées selon le transformateur.
3.2.4. Réseau électrique
Dans la Figure 14, on montre l’évolution de la consommation électrique des PAC qui s’élève à environ 500 GWh/an en 2050, soit 20% de la demande électrique du canton en 2010. En raison du déphasage temporelle entre la ressource solaire et la demande thermique, on constate qu’en 2050, seule une partie de la production PV (79 GWh/an) est valorisable dans le système thermique, laissant plus de 600 GWh/an utilisable pour les autres usages énergétiques. La production électrique des CCF (environ 250 GWh/an) permet de limiter les quantités d’électricité additionnelle requises pour l’approvisionnement des PAC à 151 GWh/an.
Par ailleurs, les nouvelles PAC rajoutent au système électrique des appels de puissance pouvant attendre des pics d’environ 130 MWelec (avec valeur médiane de 20 MWelec).
0 100 200 300 400 500 600 700 800
1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001
Approvisionnement CAD [MW]
Heure
Chaudière gaz Chaudière bois PAC
CCF gaz Géothermie Rejets thermiques
2649 2783
1579
80
267 354
233
197
0 0
455
692 0
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
2014 Réf. 2018 2035 2050 base
Gaz [GWhPCS/an]
CCF Chaudières centralisées (CAD) Chaudières individuelles
22
Figure 14 : Évolution de la production électrique des PV et CCF et comparaison avec la consommation des PAC.
La dynamique mensuelle pour l’année 2050 est montrée sur la Figure 15 où la discordance temporelle entre la production PV et la demande électrique des PAC devient explicite.
Figure 15 : Dynamique mensuelle de production et demande électrique des PAC pour l’année 2050.
4. Étude de sensibilité
4.1. Variantes liées à la demande
Des études de sensibilité ont été faites concernant les hypothèses déterminant l’évolution de la demande thermique des bâtiments afin d’analyser leurs impacts sur les résultats finaux. Deux variantes ont été étudiées:
DJ- : évolution du climat (baisse plus importante des DJ20/12) ;
Sob+ : renforcement de la sobriété énergétique ;
La description des variantes en termes d’inputs du modèle est présentée dans le Tableau 6.
23
Tableau 6 : Les inputs du modèle dans les différents scénarios (en gras les changements).
4.2. Variantes liées au système d’approvisionnement
L’utilisation du méthane de synthèse produit par la biométhanisation ou par les technologies de valorisation des excédents de la production électrique renouvelable (power-to-gas, Annexe 4 – P2G : ressources et production) est une option qui exploite le réseau gazier en place tout en permettant de baisser les intrants fossiles dans le système thermique (substitution du gaz fossile par du gaz renouvelable, correspondant à une rupture avec « le gaz vert disponible en grande quantité »).
Cette option, qui suppose d’avoir accès à du gaz vert disponible en grande quantité, permet d’implémenter des unités CCF et donc de minimiser les importations d’électricité induites par l’électrification du système thermique (scénario de base).
En revanche, d’autres possibilités existent pour minimiser les intrants fossiles, notamment :
la valorisation du surplus d’électricité par des PAC haute température pour la production et le stockage de l’énergie thermique (power-to-heat), augmentant ainsi les sources d’énergies à haute température disponibles pour les CAD tout en limitant l’utilisation des CCF en hiver ;
la substitution des CCF par des pompes à chaleur, ce qui revient à substituer du gaz naturel par de l’électricité pendant les fortes demandes hivernales.
La première option fait partie des réflexions en cours menées par le consortium Suisse du projet HeatStore [18].
Pour la deuxième option, deux variantes ont été testées, soit l’augmentation des puissances des PAC centralisées (passant de 123 MWth dans le scénario de base à 208 MWth) pour couvrir en partie le pic de demande (variante PAC+CAD), soit l’augmentation du nombre des PAC individuelles au détriment de l’extension CAD (variante PAC+ind). Dans ces deux variantes, on ne considère pas l’intégration des CCF au réseau CAD afin de limiter les input gaz. De plus, du fait que les ressources énergétiques du territoire sont limitées, une partie des PAC utiliseront l’air extérieur comme source froide, péjorant ainsi les COP globaux. En résumé, nous avons :
PAC+CAD : augmentation des puissances des PAC centralisées ;
PAC+ind : augmentation du nombre des PAC individuelles au détriment de l’extension CAD.
La description des deux variantes en termes d’inputs du modèle est présentée dans le Tableau 7.
Base DJ- Sob+ DJ- & Sob+
DJ20/12 [K.j] 2 350 2 098 2 350 2 098
Gain d'usage 1 [%] 10 10 15 15
Demande [GWh/an] 3 310 3 077 3 206 2 977
Demande [kWh/hab.] 5 296 4 923 5 130 4 763
1. Gains d'usage sur la production d'ECS de tous les bâtiments et sur la demande de chauffage des bâtiments non performants et non rénovés.
24
Tableau 7 : Les inputs du modèle pour les variantes au scénario de base (en gras les changements).
4.3. Résultats de l’étude de sensibilité
La comparaison des résultats des différentes variantes est résumée dans le Tableau 8 et les diagrammes de flux se trouvent en annexe (Annexe 8 – Variantes et flux énergétiques).
Tableau 8 : Résultats des différentes variantes et des études de sensibilités.
La variante avec moins de demande de chaleur (-10% par rapport au scénario de base) est celle où on voit une accélération du réchauffement climatique combinée à des politiques de renforcement de la sobriété énergétique. À noter que la baisse de la demande (changement climatique et/ou renforcement des mesures de sobriété) impacte de manière similaire les intrants énergétiques des scénarios avec une utilisation plus importante des PAC (non présenté dans cette étude).
Base PAC+CAD PAC+ind
DJ20/12 [K.j] 2 350 2 350 2 350
Gain d'usage 1 [%] 10 10 10
Demande [GWh/an] 3 310 3 310 3 310
Demande [kWh/hab.] 5 296 5 296 5 296
CAD [% dem.] 50 50 40
PAC individuelles [% dem.] 41 41 51
CCF gaz [MW] 65 - -
PAC centralisée [MW] 123 208 123
1. Gains d'usage sur la production d'ECS de tous les bâtiments et sur la demande de chauffage des bâtiments non performants et non rénovés.
Base DJ- Sob+ DJ- & Sob+ PAC+CAD PAC+ind
Population [hab.] 625 000 625 000 625 000 625 000 625 000 625 000 Demande de chaleur [GWh/an] 3 310 3 077 3 206 2 977 3 310 3 310
part chauffage [%] 66% 63% 67% 64% 66% 66%
part ECS [%] 34% 37% 33% 36% 34% 34%
Surface de référence énergétique [106 m2] 51.8 51.8 51.8 51.8 51.8 51.8 Demande de chaleur par m2 SRE [MJ/m2/an] 230 214 223 207 230 230 Inputs énergétiques [GWh] 3 713 3 461 3 599 3 352 3 549 3 514 dont combustibles fossiles [GWh] 267 239 254 228 267 266 dont énergies renouvelables locales 1 [GWh] 2 560 2 435 2 504 2 376 2 801 2 793 dont gaz de synthèse renouvelable [GWh] 735 658 700 628 - - dont électricité additionnelle [GWh] 151 128 141 119 481 454 Inputs énergétiques par m2 SRE [MJ/m2/an] 258 240 250 233 246 244 Inputs énergétiques par habitant [GJ/hab.] 21.4 19.9 20.7 19.3 20.4 20.2 Inputs énergétiques par habitant [W/hab.] 678 632 657 612 648 642
Demande de chaleur / inputs énergétiques [%] 89.2% 88.9% 89.1% 88.8% 93.3% 94.2%
Émissions de CO2 2 [ktCO2] 77 68 73 65 118 115 Emissions de CO2 par habitant [tCO2/hab.] 0.12 0.11 0.12 0.10 0.19 0.18
2. Pour un contenu CO2 électrique de 139 gCO2/kWh.
Les émissions futures de CO2sont difficiles a évaluer, car il manque des études concernant l'impact de l'évolution de la production électrique au niveau européen sur les émissions à Genève.
1. Rejets thermiques, géothermie (direct), sources froides PAC, biomasse, solaire thermique et PV valorisé via PAC.
25
On voit également que les intrants fossiles des toutes les variantes comptent pour environ 7% des inputs énergétiques.
Les scénarios avec un renforcement de l’utilisation des PAC (voir diagramme de flux dans l’Annexe 8 – Variantes et flux énergétiques) présentent des systèmes très peu dépendants du réseau gaz. En revanche, ce sont des scénarios avec une forte demande électrique, dont 25% couverte par la production PV, et avec des appels de puissance PAC pouvant atteindre 250 MWelec (valeur médiane de 110 MWelec). Par ailleurs, pour le cas spécifique du scénario PAC+ind, la valorisation de ressources à plus haute température (les rejets thermiques et la géothermie directe) est péjorée vu que le réseau CAD est moins développé, limitant ainsi la valorisation de ces ressources pendant l’été. Pour ces scénarios, le taux d’EnR&R dans l’approvisionnement CAD est de 92% (PAC+CAD) et 90% (PAC+ind).
L’évolution des consommations d’énergie liées au système d’approvisionnement thermique des bâtiments depuis 1975 (avec correction climatique tendancielle) et les valeurs prospectives pour les années 2035 et 2050 sont montrées dans la Figure 16. Les barres d’incertitude pour l’année 2050 reproduisent la variabilité liée aux différentes variantes analysées dans le cadre de l’étude de sensibilité.
Figure 16 : Consommation d’énergie pour l’approvisionnement en chaleur entre 1975 et 2050. Données corrigées climatiquement selon évolution tendancielle des DJ. Les barres d’incertitudes pour l’années 2050 reproduisent les écarts relatifs aux différents scénarios.
Les résultats montrent une baisse importante des consommations liées aux demandes de chaleur dans le canton pour la période 1975-2050. Pour 2050, et considérant les différents scénarios, les demandes totales d’énergie fluctuent entre 600 et 700 W/hab., dont 50 W/hab. d’origine fossile. Les résultats semblent compatibles avec la vision d’une Société à 2'000 W [5].
