Afin de contrecarrer la baisse régulière des stocks de gaz naturel et de limiter ainsi les risques de tension dans l’approvisionnement en gaz l’hiver prochain, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a annoncé vendredi 23 février 2018, avoir pris trois délibérations dans le but d’augmenter les volumes de stockage de gaz de 50% en 2018. Ces volumes de gaz passeront de 90 térawattheures (TW/h) en 2017 à 138 TW/h, un niveau fixé par la Programmation pluriannuelle de l’énergie et jugé suffisant pour « garantir la sécurité d’approvisionnement de la France ».
Mis à contribution l’hiver dernier dans le secteur de la production d’électricité, le gaz constitue une énergie d’appoint rapidement mobilisable permettant de couvrir de manière efficiente les pics de consommation hivernaux. Cette solution de secours impose toutefois de disposer de volumes de gaz suffisants en réserve, alors que les stocks semblent désormais de plus en plus difficiles à reconstituer du fait d’un écart réduit entre les prix été-hiver sur le marché.
Augmentation des volumes et baisse du coût de stockage de gaz
Dans la pratique, les fournisseurs ont pour habitude d’acheter du gaz moins cher l’été pour le revendre à un prix plus élevé l’hiver, mais l’écart de prix entre les deux périodes s’étant réduit ces dernières années, il ne couvre plus les coûts du stockage et n’encourage plus les fournisseurs à l’anticipation. Or, pour assurer la sécurité d’approvisionnement du pays, les fournisseurs ont l’obligation légale, sous peine de pénalités financières, de stocker avant le 1er novembre des volumes de gaz suffisants pour pouvoir répondre à la demande hivernale des clients connectés au réseau de distribution. « Sans augmentation des souscriptions des stockages souterrains de gaz, des arrivées rapides de gaz naturel liquéfié sur le réseau seront indispensables pour assurer l’approvisionnement en gaz des consommateurs en cas de périodes froides l’hiver prochain (…) et certains scénarios (…) montrent un risque de déficit de gaz entre les entrées et les sorties du réseau », prévenaient déjà en juin dernier les gestionnaires du réseau de transport de gaz français GRTgaz et TIGF dans un communiqué commun.
Pour éviter un tel scénario et inciter les fournisseurs à stocker davantage, la CRE a dévoilé vendredi 23 février 2018, les contours d’une nouvelle réforme de ce système de stockage, prévoyant une augmentation de 50% des volumes de stockage, passant de 90 TW/h en 2017 à 138 TW/h cette année, ainsi qu’une baisse du coût unitaire de 30%, passant de 7,5 euros le MW/h à 5,2 MW/h. “Cette hausse des capacités engendrera un coût de 715 millions d’euros, légèrement supérieur à celui des années précédentes”, précise la CRE dans un communiqué. De leur côté, les opérateurs de stockage vendront certes à des prix plus bas du fait de l’instauration d’un système d’enchères, mais toucheront un revenu garanti financé par une compensation dans le tarif transport.
Crédits photo : Storengy
Rédigé par : La Rédaction
COMMENTAIRES
A noter que selon une étude demandée par Gas for Climate : “les gaz renouvelables pourraient permettre d’atteindre les objectifs de l’accord de Paris en faisant des économies”…
Le consortium Gas for Climate, créé en 2017 dans le but d’analyser et de sensibiliser le public au rôle des gaz renouvelables dans un système énergétique neutre en carbone est composé de 7 entreprises européennes dans la gestion des infrastructures gazières (Enagás, Fluxys Belgium, Gasunie, GRTgaz, OGE, Snam et TIGF) et de 2 associations industrielles de biométhane (European Biogas Association et Consorzio Italiano Biogas)
Engagé à atteindre un objectif de zéro émission nette de gaz à effet de serre dans l’Union européenne d’ici 2050, ce consortium a demandé au Cabinet Ecofys (filiale du groupe Navigant) d’étudier le rôle des gaz renouvelables dans un système énergétique neutre en carbone au plan européen (“modéliser la conception la plus économique du système énergétique de l’UE d’ici 2050 en conformité avec l’objectif des accords de Paris”).
Le rapport d’Ecofys conclue qu’il est possible d’augmenter la production de gaz renouvelables (biométhane et hydrogène renouvelable) d’ici 2050 de plus de 120 milliards de m3 par an. Le potentiel du biométhane est fondé sur un scénario conservateur d’utilisation durable de la biomasse en Europe.
L’Union européenne économiserait 140 milliards d’euros chaque année. Les objectifs de l’accord de Paris pourraient donc être atteints en faisant des économies.
Les gaz renouvelables correspondent à tout gaz produit au moyen de sources renouvelables :
– biométhane produit par méthanisation de biomasses agricoles ou d’autres déchets organiques
– biométhane produit par pyrogazéification de résidus forestiers
– hydrogène produit par l’électricité renouvelable
– méthane de synthèse issu de la méthanation
Le scénario suppose une forte augmentation de l’offre de gaz renouvelable en combinaison avec l’électricité renouvelable.
Sur la base d’hypothèses prudentes, il est possible de produire 122 milliards de m3 de gaz renouvelable dans l’UE d’ici 2050. Ce gaz consiste en 98 milliards de m3 de biométhane, produit de manière durable tout en améliorant les revenus des agriculteurs et en stimulant le développement rural.
D’au moins 24 milliards de m3 d’hydrogène renouvelable. Cela peut être réalisé en utilisant de l’électricité renouvelable bon marché pour produire de l’hydrogène et en utilisant des déchets, des résidus et des cultures durables pour produire du biométhane. Les agriculteurs en Italie et en France ont commencé à appliquer des pratiques de cultures séquentielles innovantes pour produire plus de biomasse sur les terres agricoles existantes de manière durable.
L’utilisation de ce gaz renouvelable, intelligemment combiné avec de l’électricité renouvelable en utilisant l’infrastructure gazière existante, peut générer des économies annuelles de 138 milliards d’euros d’ici 2050 par rapport à un système énergétique dans lequel aucun gaz n’est utilisé.
Les 3 principaux facteurs qui contribuent à ces économies sont:
a) Dans le chauffage des locaux, le prix relativement plus élevé des pompes à chaleur électriques et l’isolation supplémentaire par rapport aux chaudières gaz ou systèmes hybrides
b) La nécessité de moderniser les infrastructures pour les pics de temps froid ou chaud comparé à la possibilité d’utiliser l’infrastructure gazière existante pour fournir de l’énergie flexible
c) le différentiel de prix entre les options de stockage d’énergie.
Les interconnexions BBL (Gaz) et BritNet (Electricité) sont comparables en longueur et route suivie. Transporter 1 kW d’énergie sur 100 km à travers BritNet coûte environ 230 euros. Transporter la même quantité d’énergie sur la même distance via BBL coûte 9 euros.
https://www.gasforclimate2050.eu/our-vision
.
Quelle utilité de produire du gaz de 120 à 150 euros le MWh alors que le prix du gaz naturel ne cesse de baisser et tourne autour de 30 euros le MWh. Nous avons donc tant de capitaux à jeter par les fenêtres. Qui va financer ces opérations, et au détriment de quoi ?
Non c’est au contraire 138 milliards d’euros d’économies à horizon 2050 (370 euros par an et par “foyer” (je fais attention de ne pas écrire trop vite cette fois hein !) en Europe, selon le choix de 2 options modélisées principales en amont (et plusieurs déclinaisons en aval selon les choix d’applications – dont la mobilité c’est à dire poids lourds/bus etc concernant le biométhane et l’H2, les VE étant plus pertinents en électro-solaires et électriques simples)
Les prix de l’étude à horizon 2050 sont retenus pour :
52 euros/MWh pour le biométhane,
23 euros/MWh pour l’hydrogène
et 29 euros pour la biomasse solide
Le but est de savoir qu’elle est l’approche optimale avec les différents gaz/vecteur d’origine renouvelable :
– vu le réseau gaz existant en Europe et son plus que faible coût de transport à énergie équivalente (les interconnexions BBL (Gaz) et BritNet (Electricité) sont comparables en longueur et route suivie. Transporter 1 kW d’énergie sur 100 km à travers BritNet coûte environ 230 euros. Transporter la même quantité d’énergie sur la même distance via BBL coûte 9 euros.)
– vues les pointes de consommation
– les coûts d’isolation (qui permet des options car compte tenu de l’immense parc immobilier européen il ne pourra pas être partout en Europe comme chez vous tout de suite au top !)
– les meilleurs usages des pompes à chaleur (dont les électriques qui consomment lors des très basses températures et quand le climat est trop froid ou trop chaud) : à moins 25°c même une Daikin Altherma 3 de Cop courant 5,4 plonge à 1 ! et donc augmentent la thermosensibilité des réseaux
– les meilleurs usages des “pompes à chaleur gaz” (quand un bâtiment est bien isolé çà permet de réduire la demande de gaz (sans impacter les pointes électriques)
– et des hybrides gaz (quand un logement est moins bien isolé et que l’argent manque le gaz assure les extrêmes de froid ou chaud et l’aspect pompe à chaleur permet des économies en impactant un peu plus le gaz, pas l’électricité et évite des travaux trop lourds d’isolation)
– les objectifs, les différents besoins (habitat, industries, commerces, transports etc), les coûts optimaux, etc
– la nécessité de réduire le plus possible et le plus vite les émissions et d’être indépendant des importations fossiles
etc
En bref vous déclinez ainsi tous les usages de l’énergie avec tous les paramètres européens etc et usages concernés, les ressources, prix, données réseaux, prévisions etc. Vous faîtes tourner votre modélisation et vous avez les conclusions de différentes options développées de manière assez détaillée dans l’étude.
Cà donne donc un résultat optimal qui ressort avec l’importance d’utiliser différentes formes de gaz renouvelables de plusieurs sources dont vecteur hydrogène.
Ce n’est encore une fois pas une approche globale car si la société qui réalise l’étude est indépendante, les commanditaires sont des opérateurs du gaz, même s’il s’agit là des différentes formes et sources de gaz renouvelables, mais elle est évidemment pertinente par la partie qui la concerne.
Il est évident que l’on peut améliorer en tenant compte entre autres exemples du solaire thermique (et hybride) qui est vraiment trop souvent mis à l’écart ainsi que le stockage de chaleur qui arrive un peu trop lentement mais qui change beaucoup de choses et qui dérangent visiblement !
Chaque secteur commande son étude à un cabinet indépendant pour avancer ses pions, à défaut d’une approche globale. Cà apporte toutefois des éléments intéressants mais on oublie toujours (comme par hasard !) et malgré son très bon bilan le “solaire thermique et hybride” voire en partie CSP, entre autres, et par ailleurs en particulier ici “l’efficacité énergétique dans le secteur de la chaleur en Europe” !
Par exemple Heat Roadmap Europe estime “qu’il y a plus de chaleur perdue pendant la production d’électricité en Europe que pour chauffer tous les bâtiments du continent”.
“Le potentiel d’améliorations dans le secteur du chauffage est énorme. En collectant les immenses quantités de chaleur résiduelle des industries et de la production d’électricité il est possible de les distribuer”.
“L’utilisation de réseaux de chauffage urbain intelligents permettrait d’économiser la totalité du gaz naturel actuellement utilisé pour le chauffage des bâtiments en Europe, ce qui se traduirait non seulement par des économies d’argent, mais aussi par une réduction considérable des émissions de CO2”
http://www.heatroadmap.eu/
.