(Encadrants : Laurent Cornaggia & Thibaut Knibiehly Centre PERSEE/RTE)
Le méthane représente environ 15% de la consommation d’énergie primaire de la France (chiffres 2020 [1]). Utilisé dans l’industrie et dans la production d’électricité, son usage est amené à diminuer afin d’atteindre les objectifs légaux de neutralité carbone en 2050. Divers scénarios à l’échelle française (par exemple la SNBC [2]) et Européenne (par exemple le TYNDP2022 [3]) quantifient cette diminution. Cette décroissance de la part du gaz dans le mix énergétique français soulève la question de la pertinence du maintien du réseau gazier de transport et de distribution et des stockages de gaz à leur niveau actuel. A titre d’exemple, une étude publiée en 2019 montre que la diminution de 10% en puissance et volume des stockages de gaz européen en 2030 n’entraine pas de contrainte majeure sur les systèmes électriques et gaziers [4].
Dans les débats récents sur la transition énergétique, l’hydrogène est un des vecteurs énergétiques alternatifs potentiels pour décarboner les postes de consommation de gaz qui ne peuvent pas être électrifiés. Il est aussi perçu comme un vecteur permettant d’utiliser le réseau et les stockages existants de méthane en les convertissant en réseau et stockages hydrogène à des coûts compétitifs [5].
Le but de ce projet est d’évaluer les besoins de stockage en gaz et en hydrogène à horizon 2050 et de les comparer aux capacités actuelles.
Décomposition qualitative de la demande en méthane en différents types de consommation. Un exemple de décomposition classique est en secteur/usage (typiquement : résidentiel/cuisson, tertiaire/chauffage, industrie/acier, transport/GNV, industrie/production d’électricité).
Pour chaque type de consommation identifié, estimation de la demande thermosensible, non thermosensible et d’un profil de charge unitaire (c’est-à-dire exprimé en % de la demande annuelle pour chaque pas de temps) au pas de temps journalier (dans la mesure du possible, à minima mensuels). Il est fortement conseillé d’utiliser la base de données METIS [6].
Pour chaque type de consommation identifié, estimation prospective de la demande annuelle (en TWh PCI) en 2050. Les différents scénarios pré-cités pourront être utilisés.
Calcul d’une courbe de demande annuelle au pas de temps journalier pour une année climatique moyenne. Prédire le volume et la forme de la demande annuelle d’hydrogène en France en 2050
Même méthodologie que ci-dessous. Etant donné les fortes incertitudes sur l’avenir de l’hydrogène, les types de consommation choisis pourront être plus grossiers que pour le méthane.
[1] Ministère de la transition écologique, « Chiffres clés de l’énergie », Chiffres clés de l’énergie - Édition 2021. (consulté le 26 juillet 2023).
[2] « Stratégie nationale bas carbone », Direction générale de l’énergie et du climat, Ministère de la transition écologique et solidaire, mars 2020. Consulté le: 15 mai 2023. [En ligne]. Disponible ici.
[3] « TYNDP 2022 Scenario Report ». (consulté le 31 juillet 2023).
[4] « Value of the gas storage infrastructure for the electricity system », Gas Infrastructure Europe, Presentation, oct. 2019. [En ligne]. Disponible ici.
[5] « European Hydrogen Backbone », Gas for Climate, avr. 2022. Consulté le: 31 juillet 2023. [En ligne]. Disponible ici.
[6] Directorate-General for Energy, « METIS scripts and data ». (consulté le 26 juillet 2023).
[7] « Futurs énergétiques 2050, Rapport complet », Réseau de transport d’électricité, Paris, France, juin 2022. Consulté le: 14 mai 2022. [En ligne]. Disponible ici
[8] « Gas Infrastructure Europe - AGSI ». (consulté le 31 juillet 2023).
laurent.cornaggia\@rte-france.com et thibaut.knibiehly\@mines-paristech.fr