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2014.04.03AFG Ile-de-France

Sylvain Lemelletier Directeur de Projet

Power to GasLe réseau de gaz au service de la transition énergétique

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GRTgaz, transporteur européen de gaz naturel de réf érence

Points d’Entrée - SortieChiffre d’affaires 1,6 milliard d’€

3.000 salariés

en charge d’une obligation de service public de

transport de gaz naturel en France

Soumis à la régulation de la CRE

Le réseau de transport le plus long d’Europe

Plus de 32 000 km de réseau en France

4 500 postes de livraison

637 TWh de gaz transporté en 2012

114 clients expéditeurs acheminent du gaz vers

839 clients industriels raccordés,

13 sites de production d’électricité à partir de gaz,

16 distributeurs (GrDF + 15 Entreprises Locales de

Distribution)

3

Soutenir les réseaux électriques• valoriser les surplus d’électricité issus de la pro duction

d’énergies renouvelables intermittentes• Contribuer à la bonne tenue des réseaux électriques

et à la gestion des congestions

Contribuer à décarboner les réseaux de gaz par l’injection de gaz d’origine renouvelable • H2 ou méthane de synthèse• Capter et valoriser du CO2 via une étape de méthan ation

Réduire la dépendance énergétique du pays• Production locale

GRTgaz et ses partenaires souhaitent se positionner comme des acteurs clés de la transition énergétique

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Notre vision d’un futur de réseaux interconnectés

Réseaux gaz naturelRéseaux gaz naturel

e-gaz

Réseaux gaz naturel

Réseaux électricité

L’étude est basée sur des scénarios définis par l’ADEME (2012)

5

NucléaireAutresPVEolien

56

36

33

60

Vision 2050

70

Vision 2030Parc actuel 2012

~ 392 TWh

+ 51 GW( PV+Eolien)

Consommation intérieure ~ 485 TWh ~ 381 TWh

70

46

32

63

2

7

?

46

Estimation des surplus de production électrique dans un scénario donné

ESTIMATION DE LA CHARGE RESIDUELLE DU SYSTÈME ELECTRIQUE APRES PRODUCTION NUCLEAIRE ET FATALE [MW]

•Surplus de production1) : ~ 75 TWh

•~ 5000 à 6000 h de surplus de production

•Déficit de production : ~ 27 TWh•~ 3000 à 4000 h de déficit de production

L’augmentation supposée du parc Eolien+PV permettrait une production supplémentaire de ~ 95 TWh qui pourrait donc substituer 95 TWh de production nucléaire soit ~12 GW de capacité. Nous supposons donc une diminution de 12 GW du parc nucléaire installé à 2050 par rapport au scénario 2030 soit, à horizon 2050, 20 GW de capacité nucléaire installée

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Les périodes de surplus de production seront principalement de longue durée

CARACTERISATION DES PERIODES DE SURPLUS DE PRODUCTION EN FONCTION DE LA DUREE DE LA PERIODE

Durée des périodes de surplus

[en nombre d’heures ou de jours consécutifs de surplus de production]

1511 10

26

0

50

100

150

200

250

300

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

3 j à 1 semaine2 à 3 jours1 à 2 jours12 à 24h

13

< 12h

Volume de surplus [en TWh] - échelle de gauche Occurrence des surplus [en #/an] - échelle de droite

Su

rplu

s d

e p

rod

uct

ion

[e

n T

Wh

]

~80% des surplus (en volume) proviennent de

périodes de surplus de longue durée (12h

consécutives ou plus)

7 Source: Modélisation et Analyses E-CUBE Strategy Consultants

Hydrogène

(stockage puis utilisation en PAC ou turbine à combustion H2 )

STEP 2)

L’hydrogène semble aujourd’hui la technologie la plus adaptée aux stockages de longue durée

Batteries électrochimiques pour

stockage de masse

(NaS, Li-Ion, Redox)

1 kWh 10 kWh 1 MWh 100 MWh 1 GWh <10 GWh

Capacité énergétique

Stockage d’air comprimé

Injection d’hydrogène

dans le réseau GN

... mais seul l’hydrogène permet des

stockages de longue durée (>1 jour)

Minute

Heure

Jour

Mois

Co

nst

an

te d

e t

em

ps

4)

Super-condensateurs /

Volants d’inertie / SMES Seconde

STEP : Station de

transfert d’électricité par

pompage

8 Source: EPRI, Analyse E-CUBE Strategy Consultants

Les seules techniques existantes adaptées à

des stockages d’une durée de ~1 journée

sont la production d’hydrogène, les STEP

(et dans une moindre mesure le CAES),

En 2050, l’électrolyse pourrait assurer la gestion d’au moins 25 TWh/an de surplus de production du système électrique français

� En se basant sur les scénarios Ademe de développement des ENR, nous estimons que le 75 TWh d’énergie intermittente devront être stockés

� Ils seront traités selon les divers modes de stockage à disposition

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Surplus "absorbé" par

électrolyse

Surplus délesté

~ 5 TWh

Part du surplus assuré

par d’autres moyens de

stockage que

l’électrolyse

~ 15 TWh

Exports

~ 15 TWh

Stockage STEP

~ 15 TWh

Surplus de production

maximal théorique

~ 75 TWh

~ 25 TWh

Produire de l’hydrogène par électrolyse

10

ElectrolyseInjection dans le réseau de

transport

Electricité

H2O

H2

O2

CH4

���� → ��

�+ �2

Ajouter la méthanation : augmente les quantités, augmente les synergies

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Electrolyse MéthanationInjection dans le réseau de

transport

H2O

H2 CH4

O2 H2O

CH4

CO2

4��+ ��

�→ ��

��+ ��

�

Electricité

2 solutions : injection directe d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel ou méthanation

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0 5 10 15 20 25 30 % vol. H2 évacué par le réseau

Pui

ssan

ce in

stal

lée

Injection de H2 à coût faible

Développement de H2 et/ou méthanation en fonction de la roadmaptechnologique

Recours à la méthanation vraisemblable

Electrolyse MéthanationPower

H2O

H2 CH4

O2 CO2 H2OChaleur

ElectrolysePower

H2O

H2

O2

Vente de kWhgaz .

Un des business models ...

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Réseau électrique

POWER TO GAS

Marché électrique

Marché gaz

Achat de kWhélectriques

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Le projet de pilote Power to Gas

Le projet prévoit de l’injection d’hydrogène, puis l’intégration d’un étage de méthanation

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Electrolyse1 MW

Injection dans le réseau de transport

ElectricitéH2

H2

Phase

A

Electrolyse et injection directe H2

Electrolyse1 MW

MéthanationInjection dans le

réseau de transport

Electricité

H2 CH4

CH4

CO2ou H2 +CH4

H2

Phase

B

Mix méthanation et injection H2

2017

2018 ?

Nous souhaiterions injecter du méthane de synthèse

et une part d’hydrogène dans le réseauMaxi 6 % - cf spécifications - à préciser avec nos partenaires

Captage du CO2

Les objectifs du pilote (démonstrateur) à plus cour t terme

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Le meilleur moyen de convaincre est de passer du concept à un outil réel

Validation du procédé comme mode de stockage vis à vis du réseau électrique� Validation des services rendus au réseau électrique (modularité ...)� Validation des technologies

Lancement de la filière Power-To-Gas en France� Construire les conditions favorables à l’émergence d’une filière

industrielle

Construction d’un Business Model� Faire émerger et traiter un à un les points durs afin d’atteindre la

rentabilité

Audi lance les A3 g-tron

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� Audi lance les A3 g-tron� Fonctionnent au gaz naturel

� Audi assure la production de gaz naturel de synthèse à Werlte (Allemagne)

� Une installation de 6 MW� Capable d’alimenter 1500 Audi A3

sur 15 000 km par an

Le e-gas selon Audi : un dispositif original ...

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La transition énergétique est entamée :GRTgaz y contribue avec énergie

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Transition énergétique

Biométhane

Gaz NaturelCarburant

Power to Gas

� En préparant l’injection de l’hydrogène

et du méthane de synthèse,

pour stocker et utiliser au mieux

l’électricité produite par les EnR

quand elle n’est pas consommée

GRTgaz a la volonté de proposer les réponses

adaptées aux enjeux sociétaux, économiques et

environnementaux de la transition énergétique

� En favorisant le développement du

biométhane, le premier gaz renouvelable

injecté sur le réseau

� En développant les usages

Gaz Naturel Carburant (GNC)

pour la mobilité

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Merci de votre attention

21

Back up

Quelques ordres de grandeur sur les rendementsdu Power to Gas

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ElectrolysePower

H2O

H2

O2

η = 79%100 MWh 79 MWh

1. Electrolyse seule

Electrolyse MéthanationPower

H2O

H2 CH4

O2 CO2 H2O

η = 54%100 MWh

79 MWh

54 MWh

2. Electrolyse et méthanation

Electrolyse MéthanationPower

H2O

H2 CH4

O2 CO2 H2O

Méthanisation

η = 64%100 MWh

79 MWh

54 MWh

3. Electrolyse et méthanation en synergie avec la méthanisation

Chaleur

Chaleur

Source : DRI 2013 (DOE 2012)

Source : DRI 2013 (Audi)

Source : DRI 2013 (Audi)

η = 68%

η = 80%Avec chaleur

Le gaz et les réseaux gaziers : des solutions pour …

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• liées à la production électrique et thermique

• - 30 % par rapport au fuel lourd

• - 60 % par rapport au charbon

• 234 g/kWh pour le gaz,320 g/kWh pour le fuel384 g/kWh charbon(Ademe)

Réduire les émissions de CO2

• GNV, GNL

• - 25 % de CO2 par rapport à l’essence

• quasiment pas de particules

Réduire les émissions dans les transports

• les pertes techniques liées au transport + distribution

• ~ 1 % de l’énergie acheminée pour le gaz

• 0,3% pour le transport et 0,7 % pour la distribution de gaz (GRTgaz, GrDF)

• ~ 6 % pour l’électricité(3)

• 2,1 % pour le transport et 3,8 % pour la distribution (RTE, ErDF)

Limiter la consommation d’énergie

Pour concrétiser ces solutions, nous coopérons avec des transporteurs européens - accord du 24 avril 2013

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Une conviction partagéeLes systèmes gaz permettent de :

� garantir un approvisionnement à prix abordable pour tous

les consommateurs (particuliers, collectivités, industries),

� faciliter l’essor des ENR et d’une économie faiblement carbonée.

Une vision communeLes capacités des réseaux gaziers existants et la complémentarité gaz/ENR contribueront

à diviser par 4 les émissions de CO2 en 2050 par rapport à 2010 (Facteur 4).

Les domaines de coopération �L’injection de gaz renouvelable et le développement

de certificats verts.

� Le P2G, e-gaz.

�Le GNV et le GNL carburant pour les transports routiers

et maritimes.

AUDI communique sur l’autonomie des véhicules e -gas

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Focus sur la douzaine de projets P2G avec injection dans le réseau (en cours ou en projet)

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Nation Démonstrateur

Consortium

Go live

Mol. injectée

Transporteur Gaz Distributeur Gaz

Autres acteurs

notables H2 SNG

Allemagne E.On Hamburg E.On Hanse Netz E.On Hanse Netz E.On gas storage déc.-14

Allemagne Audi Werlte EWE netz EWE netz Audi juil.-13 √

Allemagne E.On Falkenhagen Ontras Gas transport E.On gas storage août-13 √

AllemagneThüga Mainova

Frankfurt Thüga energienetze déc.-13 (Ph1) (Ph2)

Allemagne ZSW déc.-12 ?

Allemagne RWE Ibbenbüren RWE Netz n/a √

Allemagne CO2RRECT Niederhaussen - -

Bayer

Siemens

RWE Power

√ √

Danemark ForskEL energinet.dk juin-14 ?

Danemark FoulumE.On

energinet.dkErdgas Zurich oct.-13

France Gdf-Suez GRHYD GrDF Areva mars-15 √

Italie INGRID Puglia Enel Distrib. n/a

Pays-bas NorthSea P2G Platform

Fluxys, NG, OGE,

Energinet.dk, Gasunie,

GRTgaz

Alliander

Tennet

Royaume-Uni Gridgas NationalGrid Shell √

Royaume-Uni P2G BioMet NationalGrid mars-15 √ ?

H2

CH4

H2

H2

H2

H2

H2

H2

H2

CH4

CH4

Projet lancéTransporteur impliqué