Plateforme pour l’eau, le gaz et la chaleur
À l’heure où les systèmes énergétiques deviennent plus décentralisés, l’enjeu ne se limite plus à produire une électricité décarbonée: il s’agit désormais d’orchestrer intelligemment les réseaux. En effet, le déploiement de capacités photovoltaïques et l’électrification des services énergétiques (chauffage, mobilité) entraînent un décalage entre production et demande. Pour stabiliser le réseau électrique, plusieurs solutions se dessinent, comme l’intégration de systèmes de stockage thermique saisonnier ou l’utilisation du réseau gazier pour convertir les excédents d’électricité en gaz renouvelable, stockable sur de longues périodes. Dans cette perspective, le couplage des réseaux, notamment entre les réseaux électriques, gaziers et thermiques, apparaît comme un levier essentiel pour concilier décarbonation, sécurité d’approvisionnement et maîtrise des coûts.
Dans le cadre du projet SWEET-SWICE, qui étudie l’évolution des usages énergétiques dans les quartiers, un partenariat académique-industriel a été établi entre Groupe E et le laboratoire IPESE de l’EPFL. Il vise à examiner de manière systémique la transformation des réseaux énergétiques en combinant une approche d’optimisation techno-économique multi-énergie avec une modélisation multi-échelle, du quartier à la région. Une étude a été menée sur l’ensemble du Grand-Fribourg pour évaluer les investissements que le gestionnaire de réseaux pourrait devoir réaliser face aux évolutions technologiques et de consommations à l’horizon 2050. Cette réflexion s’inscrit dans un contexte marqué par trois dynamiques convergentes:
Dans ce contexte, faut-il réfléchir au couplage des réseaux énergétiques dès la planification? Les résultats montrent que oui: différer ces arbitrages conduit à des surcoûts de frais opératoires et d’émissions carbone. L’étude révèle qu’avec un fort déploiement du photovoltaïque et des pompes à chaleur, les déséquilibres saisonniers se renforcent: excédents d’électricité en été, déficits en hiver. Cette situation entraîne des coûts d’exploitation importants pour les gestionnaires de réseaux. En effet, l’étude estime que jusqu’à 7% de l’électricité produite par les installations solaires ne pourrait pas être valorisée dans la région du Grand-Fribourg et devrait être écoulée sur le marché à bas prix, voire à des prix négatifs. Cela se produirait alors même que le tarif minimal de reprise fixé à 6 cts/kWh en Suisse génère des coûts d’exploitation additionnels.
Dès lors, il s’agit de valoriser cette électricité dont personne ne veut. Parmi les options envisagées, le stockage thermique ainsi que la conversion de l’électricité en molécules comme le méthane ou l’hydrogène apparaissent comme des alternatives crédibles.
Durant ces dernières années, les procédés d’électrolyse et de méthanation ont gagné en maturité, renforçant leur rôle potentiel dans les systèmes énergétiques futurs. Ces solutions s’inscrivent dans une logique de couplage des réseaux: l’électricité excédentaire est transformée en un autre vecteur énergétique pouvant être stocké à long terme, ce qui permet d’atténuer les déséquilibres d’approvisionnement saisonnier.
Le diagramme de Sankey (fig. 1) illustre l’une des solutions obtenues à partir du modèle d’optimisation, mettant en évidence cette interconnexion entre les différents réseaux énergétiques. Une partie de l’électricité générée dans la région du Grand Fribourg pourrait être transformée en méthane de synthèse afin de couvrir les besoins des industries. Ce procédé présente un double avantage: il réduit de 86% la part d’électricité renouvelable non valorisée et offre un stockage saisonnier sous forme de méthane.
Une autre option envisagée, illustrée sur la figure 2, consiste à convertir le surplus d’électricité en chaleur, laquelle serait stockée vers des systèmes centralisés TES (Thermal Energy Storage) tels que stockage en caverne, cuve, fosse ou bassin) et connectés au réseau de chauffage à distance.
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Bien que l’interconnexion des réseaux présente de nombreux atouts, de fortes incertitudes subsistent quant à la performance et les coûts des technologies de conversion et de stockage de l’énergie. En effet, même si les procédés de méthanisation et d’électrolyse ont été démontrés en laboratoire, les projets pilotes de plus grande envergure demeurent peu nombreux.
Dans ce contexte encore flou, une analyse de sensibilité permet de mettre en évidence une dizaine de solutions dominantes selon les contextes techniques et économiques (fig. 3). Il apparaît nettement que, dans chaque scénario, l’investissement dans le couplage des réseaux et dans un stockage saisonnier permet de réduire de manière marquée les émissions de CO2 ainsi que les coûts d’import d’énergie. Par conséquent, la résilience de l’approvisionnement énergétique s’en trouve renforcée face à la volatilité des prix de l’énergie.
Comment, dès lors, mobiliser les investissements nécessaires dans un contexte où les solutions possibles sont nombreuses et incertaines? Cela suppose l’existence de cadres réglementaires adéquats ainsi qu’une vision à long terme partagée entre gestionnaires de réseaux et pouvoirs publics. Toutefois, l’urgence de l’investissement peut être évaluée en observant l’évolution de la puissance photovoltaïque installée sur le terrain. En effet, plus cette capacité croît, plus les déséquilibres entre l’offre et la demande d’électricité s’amplifient et, par conséquent, plus le besoin de couplage entre les réseaux se fait ressentir.
La figure 4 illustre cette évolution en montrant la rentabilité des investissements dans l’interconnexion du réseau électrique avec le réseau de gaz (fig. 4.1) ou de chaleur (fig. 4.2). Il ressort clairement que ces investissements ne deviennent attractifs qu’au-delà d’un certain seuil de capacité photovoltaïque. Ce résultat permet aux gestionnaires de réseaux d’évaluer l’urgence des investissements à réaliser au fur et à mesure de l’avancement de la transition énergétique.
A travers tous les scénarios étudiés, une dynamique dominante émerge concernant le rôle stratégique de la filière du bois dans l’approvisionnement en énergie. Grâce à la gazéification, la biomasse peut être valorisée pour produire du gaz renouvelable. Ceci contribue à la sécurité d’approvisionnement, en particulier durant la période hivernale. Par conséquent, le couplage supplémentaire entre le réseau de gaz et l’approvisionnement en bois limiterait la dépendance aux importations et renforcerait la robustesse du système énergétique. Près de la moitié du bois majoritairement destiné au chauffage résidentiel serait ainsi réorientée vers la production de méthane afin de répondre aux besoins du secteur industriel.
L’enseignement principal de cette étude entre Groupe E et l’EPFL est clair: le couplage des réseaux doit être pleinement intégré à la planification des systèmes énergétiques décarbonés. Négliger les interactions entre électricité, gaz, chaleur et biomasse conduit à une gestion locale inefficace de l’énergie, ce qui se traduit par des importations d’énergie multipliées par deux. Il en résulte une hausse significative des émissions et des frais d’import énergétique, ainsi qu’une exposition accrue à la volatilité des prix de l’énergie.
En particulier, deux scénarios se dégagent:
Selon l’évolution du contexte énergétique et des choix technologiques, l’étude met également en avant la pertinence de considérer une restructuration de la filière du bois afin d’assurer, au moins en partie, un approvisionnement durable en gaz de synthèse. La résilience du système énergétique Suisse dépendra de nombreux facteurs et la présente étude donne un éclairage sur les bénéfices d’une transformation optimisée des réseaux énergétiques en l’état des connaissances. La réelle portée de l’approche présentée dans cette étude devrait être à l’avenir envisagée dans le cadre d’une coordination renforcée à plus grande échelle, par exemple nationale, entre filières énergétiques, régulateurs et pouvoirs publics, une nécessité d’autant plus indispensable dans un contexte économique et technique incertain.
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