Plateforme pour l’eau, le gaz et la chaleur
En 2022, l'ordonnance sur la garantie des capacités de livraison en cas de pénurie grave de gaz naturel est entrée en vigueur. Celle-ci oblige l'industrie gazière suisse à stocker 15% de sa consommation annuelle (actuellement environ 6 TWh). Mais comme la Suisse est le seul pays d'Europe centrale à ne pas disposer d'un stockage saisonnier de gaz, certaines entreprises d'approvisionnement doivent acquérir des capacités à l'étranger. De plus, des capacités importantes doivent être réservées à l'importation de gaz afin de transporter toute la flexibilité dont les consommateurs ont besoin.
Un récent rapport de l'Office fédéral de l'énergie sur la mise en place de capacités de stockage en Suisse [1] montre que le stockage saisonnier pourrait considérablement améliorer la sécurité d'approvisionnement. Avant de réaliser de telles installations, il convient de clarifier le cadre juridique et financier. Ce dernier point en particulier est abordé dans cette étude, qui a été réalisée en tant qu'étude de cas associée au projet SWEET-SURE. La réalisation de cavernes rocheuses (Fig. 1) dans les Alpes présente, outre une contribution indéniable à la sécurité d'approvisionnement du pays, l'avantage d'optimiser les portefeuilles d'approvisionnement en gaz, de soutenir le développement d'installations power-to-gas et de contribuer à la stabilité des réseaux de transport par la mise à disposition rapide d'énergie de réglage intraday.
Le stockage de gaz dans une caverne rocheuse souterraine revêtue (LRC, Lined Rock Cavern) serait également utile pour une conversion ultérieure des cavernes en vue d'une exploitation pour l'hydrogène ou l'air comprimé. Un tel stockage utilisé à des fins commerciales existe déjà à Skallen, en Suède. En Suède également, une caverne de stockage pour l'hydrogène est en cours de construction. Celle-ci doit aider une entreprise de l'industrie métallurgique à se décarboniser.
Les entreprises de transport et de distribution de gaz en Suisse mènent depuis de nombreuses années différentes études et recherches pour savoir si la réalisation d'un stockage saisonnier de gaz est également possible en Suisse. En 2007, Gaznat a commencé les premières études sur la construction de stockages dans des cavernes rocheuses basées sur la technologie LRC.
Gaznat a identifié trois sites dont la géologie souterraine se prête à la construction d'un tel ouvrage : Collonges (VS), Innertkirchen (BE) et Oberwald (VS).
Différents forages de reconnaissance ont été effectués et c'est finalement Oberwald qui a été choisi comme site potentiel en raison de la qualité du massif rocheux (massif de l'Aar) rencontré sur le versant nord du Rhône.
L'étude est centrée sur le rôle des grands stockages de gaz (de l'ordre du TWh), utilisés principalement de manière saisonnière, pour le système énergétique suisse, compte tenu de la stratégie énergétique de la Suisse et des objectifs climatiques et de sécurité d'approvisionnement. Au moyen d'une analyse de scénario quantitative basée sur un modèle jusqu'en 2050, l'étude se concentre en particulier sur les nouvelles options potentielles de stockage de gaz domestique pour la Suisse, telles que les stockages LRC et les stockages de gaz naturel liquéfié (Liquefied Natural Gas, LNG). Afin d'évaluer le stockage de gaz dans le contexte des développements à long terme du système énergétique suisse, le modèle suisse de système énergétique TIMES (STEM) du laboratoire d'analyse des systèmes énergétiques de l'Institut Paul Scherrer a été utilisé et complété par un modèle dynamique de flux de gaz du réseau gazier suisse à haute pression en utilisant le cadre de modélisation FlexECO du centre de recherche sur les réseaux énergétiques de l'EPF de Zurich. Des descriptions détaillées des modèles utilisés et des hypothèses retenues se trouvent dans [2-4].
Pour le stockage de grandes quantités de gaz, cette étude considère essentiellement les options de stockage suivantes (caractéristiques principales dans le tableau 1) :
| LRC Haut-Valais | LNG sur le Rhin | LNG sur le gazoduc de transit | Système de stockage à l'étranger | |
| Volume de stockage (TWh) | 1,43 | 0,328 | 0,32 | 6 |
| Taux de stockage (GWh/jour) | 65 | 1,63 | 12,5 | 64 |
| Taux de déstockage (GWh/jour) | 130 | 32,5 | 72 | 60 |
| Investissements (CAPEX)1 (CHF/MWh) | 291 | 3632 | 333 | - |
Tab. 1 Caractérisation technico-économique des grandes options de stockage de gaz considérées (sur la base de [2]). 1 Par rapport au volume de gaz de travail du stockage ; 2 hors CAPEX pour les installations portuaires supplémentaires.
Parmi les grandes options de stockage de gaz domestiques potentielles, les systèmes de stockage LRC, avec leur structure modulaire (4 cavernes dans le projet d'Oberwald), disposent non seulement d'un grand volume de stockage, mais aussi de vitesses d'injection et de soutirage relativement importantes. Dans le cas du stockage de LNG, les installations de regazéification ou, dans le cas du stockage de gaz provenant du réseau de gazoducs, les installations de liquéfaction représentent des coûts de construction et des dépenses considérables, ce qui peut également se répercuter sur les vitesses d'injection et de soutirage réalisables. En cas d'achat de LNG par voie fluviale à partir d'un port d'importation en haute mer (par exemple Rotterdam), les recherches ont montré que les quantités de GNL navigables sur le Rhin ainsi que la capacité de déchargement du port rhénan en Suisse peuvent avoir un effet restrictif sur les quantités livrées.
Concernant l'utilisation de stockages de gaz à l'étranger, par exemple en France, cette étude prévoit une quantité maximale de stockage pouvant atteindre 6 térawattheures (TWh) par an. Cette quantité est deux fois plus importante que la quantité de stockage intergouvernementale garantie en France jusqu'en 2030 [1, 5].
Ces options de stockage ont été intégrées dans STEM avec leurs paramètres techniques et de coûts, la décision de construire et le mode d'exploitation étant déterminés en fonction de la prémisse de garantir l'approvisionnement en énergie à l'avenir au plus bas coût possible.
Les perspectives pour les grands stockages de gaz sont analysées à l'aide de deux familles de scénarios représentant différentes trajectoires de transformation du système et d'objectifs climatiques à l'horizon 2050. Ces familles de scénarios sont basées sur deux scénarios dits SURE Pathway Scenarios (SPS), définis dans le cadre du scénario SWEET-SURE [6]:
Ce scénario suppose que le monde mette progressivement en œuvre des stratégies pour une économie respectueuse de l'environnement, tout en poussant les marchés intégrés et la coopération internationale. Pour la Suisse, ce scénario vise la neutralité CO2 du secteur énergétique et de l'industrie d'ici 2050 à l'aide de différents instruments, tels que des normes énergétiques pour les bâtiments, des normes d'émission pour les véhicules et un système d'échange de quotas d'émission couplé au système européen d'échange de quotas d'émission.
Ce scénario représente une évolution de type "business as usual" avec une poursuite des tendances actuellement observées en matière d'approvisionnement énergétique. Il part du principe que les mesures de politique énergétique et climatique seront mises en œuvre de manière moins ambitieuse en Suisse après 2030, de sorte que seules les tendances de réduction des émissions de CO2 observées par le passé se poursuivront.
Les principaux indicateurs socio-économiques sont supposés identiques dans les deux familles de scénarios, ce qui se réfère notamment à l'augmentation de la population suisse à 10,4 millions de personnes d'ici 2050 et à une croissance économique moyenne de 1,6% entre 2020 et 2050. La performance technologique et les coûts technologiques ne diffèrent pas non plus entre "Team Sprint" et "Walk and Talk", tout comme la durée de vie supposée de 60 ans des centrales nucléaires existantes en Suisse et l'interdiction de nouvelles technologies nucléaires.
Les prix du marché mondial des combustibles supposés pour l'avenir se basent sur le World Energy Outlook, de l'Agence internationale de l'énergie [7], en supposant qu'en raison des efforts mondiaux de protection du climat, le niveau des prix dans SPS1 sera inférieur à celui de SPS4.
Les deux scénarios sont complétés par une série de variations paramétriques. Celles-ci tiennent compte de différentes incertitudes pertinentes pour l'utilisation de grands réservoirs de gaz en Suisse. Ces variations de paramètres concernent les aspects suivants:
En ce qui concerne la volatilité des prix des importations de méthane (gaz naturel et biométhane), trois variantes ont été développées en plus de la volatilité standard, en utilisant les fluctuations historiques des prix du gaz sur le marché spot du European Energy Exchange de 2013 à 2020. La gamme des variabilités étudiées s'étend des écarts saisonniers moyens par rapport à la moyenne annuelle de +/-10% (volatilité standard) à +50%/-40% (volatilité élevée) [2].
Les variantes relatives aux stockages de gaz à l'étranger ont pour but d'analyser les conséquences systémiques en cas de disponibilité ou d'absence de disponibilité.
Les variantes reflétant un événement perturbateur dans le secteur du gaz abordent la question de la résilience du système énergétique dans le futur. Ainsi, l'événement perturbateur développé dans ces variantes suppose non seulement une interruption des importations de gaz pendant environ une semaine en hiver, mais aussi une situation aggravée du côté de la demande de gaz, avec le fonctionnement d'environ 300 à 600 MW (selon la consommation des scénarios respectifs) de centrales de réserve basées sur le gaz en raison de l'indisponibilité des importations d'électricité au cours de la même semaine et de la nécessité de garantir un approvisionnement en électricité suffisamment stable pour satisfaire la demande d'électricité. L'étude part du principe que la demande de services énergétiques n'est pas affectée par la perturbation, ce qui signifie que les consommateurs n'affectent pas leurs besoins en énergie pendant la semaine de pénurie d'importations.
Les résultats de l'analyse pour les scénarios étudiés montrent que les combustibles gazeux (gaz fossiles, biogènes, synthétiques ainsi que l'hydrogène) continueront à jouer un rôle dans le futur système énergétique suisse (Fig. 2), à condition qu'il n'existe pas de cadre réglementaire interdisant les technologies gazières correspondantes. Les résultats de la modélisation montrent également que les ambitions en matière d'atténuation du changement climatique ont un impact sur le niveau de consommation de gaz et la diversité des combustibles gazeux, qui peuvent contribuer à une structure d'approvisionnement énergétique optimale en termes de coûts. Plus les objectifs climatiques sont ambitieux, plus la demande de production nationale de biogaz, de biométhane et d'hydrogène est élevée. Avec les importations d'hydrocarbures gazeux, les gaz produits dans le pays peuvent atteindre, dans des conditions de neutralité du CO2, un niveau légèrement inférieur à la consommation actuelle de gaz d'ici 2050 (SPS1). Si les mesures nationales de protection du climat sont moins ambitieuses (SPS4), la consommation de gaz pourrait augmenter, en particulier si les centrales à gaz contribuent à compenser l'abandon de l'énergie nucléaire.
Compte tenu de la structure des coûts des grands sites de stockage de gaz à l'étranger (notamment en France et en Allemagne) et des options potentiellement disponibles en Suisse (stockage LRC et stockage LNG), on peut conclure que l'accès à des sites de stockage à l'étranger peut se faire à des coûts comparativement moindres. Les perspectives d'utilisation de grands réservoirs nationaux dépendent de l'intensité avec laquelle il sera possible d'accéder à l'avenir à des réservoirs étrangers.
Si la disponibilité des sites de stockage de gaz à l'étranger est limitée et que la volatilité des prix du gaz se maintient à des niveaux tels que ceux observés ces dernières années, le recours à des sites de stockage de gaz nationaux serait d'une importance systémique pour maintenir les coûts du système énergétique à un niveau minimal et fournir du gaz à moindre coût. Si la consommation de gaz reste élevée, des stockages domestiques de l'ordre de 1,3 TWh (ce qui correspond à quatre cavernes du projet de stockage LRC dans le Haut-Valais) pourraient permettre au système énergétique suisse de réaliser des économies de coûts cumulées pouvant atteindre 600 millions de francs entre 2030 et 2050, pour un coût de stockage moyen d'environ 15 Fr./MWh. Dans l'optique de la neutralité climatique d'ici 2050, les grands stockages de gaz devraient être construits "prêts pour l'hydrogène" (hydrogen ready), car plusieurs scénarios indiquent des déplacements saisonniers d'hydrogène de plus de 1 TWh en 2050 (Fig. 3 et Tab. 2).
Dans la perspective de la sécurité de l'approvisionnement, l'analyse basée sur un modèle montre les avantages d'un grand stockage de gaz domestique pour le système énergétique suisse. En partant de l'hypothèse d'un événement perturbateur correspondant à l'arrêt des importations de gaz pendant une semaine en hiver, tout en garantissant un approvisionnement en gaz non réduit aux consommateurs pendant cette période, un grand stockage national de 1,3 TWh contribuerait à gérer une telle situation de crise de manière rentable. Selon la présente analyse, la conception du système énergétique avec des mesures techniques alternatives, telles que des stockages d'énergie alternatifs ou des mesures d'économie d'énergie renforcées, afin d'éviter les effets d'un tel événement perturbateur, peut considérablement augmenter les coûts totaux du système par rapport à un stockage de gaz national.
En vue de la stabilisation plutôt à court terme du réseau de gaz, l'analyse technique du réseau de gaz de la partie occidentale du réseau de gaz suisse étaye la valeur des stockages en cas d'événements perturbateurs, tels qu'une augmentation rapide de la demande. Le déclencheur pourrait être, outre une situation de consommation élevée, la mise en route d'une centrale à gaz (300 MWe avec un besoin en gaz d'environ 80'000 Nm3/h), qui a été utilisée à titre d'exemple pour l'étude de l'exploitation et de la stabilité du réseau. En ce qui concerne le placement dans la topologie du réseau, il apparaît que les grands stockages de gaz devraient être raccordés de préférence au gazoduc de transit ou à proximité des nœuds où la demande varie soudainement, afin de déployer leur utilité systémique maximale. Les effets des chutes de pression dans le réseau gazier, provoquées par une augmentation rapide de la demande, peuvent être considérablement atténués par l'injection de gaz provenant de grands stockages. La figure 4 montre, à titre d'exemple pour trois points nodaux, les modifications de pression des gazoducs en cas de hausse soudaine de la consommation de gaz ainsi que les effets de contre-mesures de durée de réaction différente, en supposant qu'un stockage de gaz soit disponible en 15 minutes et que des quantités de gaz supplémentaires dues à des achats sur le marché du gaz nécessitent environ trois heures avant d'être disponibles. L'hypothèse d'achats supplémentaires après trois heures doit être considérée comme optimiste. Dans la pratique, cela peut prendre plus de temps en fonction de la liquidité du marché. En outre, la Figure 4 compare l'évolution de la pression avec la pression de référence sans perturbation à l'évolution de la pression sans contre-mesures. Il apparaît qu'une réaction rapide, par exemple par le biais d'un stockage de gaz, est nécessaire pour garantir la sécurité du réseau.
Il est évident que le taux de variation de la pression est à l'échelle de la taille des centrales, ce qui signifie que les grands stockages prennent encore plus d'importance à mesure que les centrales à gaz sont utilisées comme centrales de réserve. L'analyse d'une centrale à gaz reflète également les défis que pourraient rencontrer les futures installations Power-to-Gas. Un arrêt soudain de la production, dû par exemple à une baisse de la disponibilité des énergies renouvelables, perturberait l'équilibre du système d'approvisionnement en gaz. Inversement, un démarrage soudain de la production de gaz doit également être compensé. Pour rétablir l'équilibre, une flexibilité rapide (par exemple par le stockage du gaz) est nécessaire. Bien que ce cas n'ait pas fait l'objet d'une simulation spécifique, les défis, les constantes de temps et les résultats seraient très similaires dans le cas d'une production à grande échelle avec des unités power-to-gas injectant dans le réseau Gaznat. Étant donné que les modifications des flux de gaz dues à des événements perturbateurs ne sont pas prévisibles et que les importations ne peuvent souvent pas être planifiées assez rapidement, la flexibilité d'un grand stockage de gaz en Suisse peut améliorer considérablement l'exploitation et la sécurité d'approvisionnement du réseau gazier.
Au vu des voies de transformation possibles pour l'ensemble du système énergétique suisse d'ici le milieu de ce siècle, ce travail de recherche se penche sur les aspects de la sécurité énergétique dans le secteur du gaz. L'analyse quantitative basée sur un modèle de système énergétique et un modèle de réseau gazier montre d'une part la valeur générale des stockages de gaz à l'avenir, notamment en cas d'augmentation de la volatilité des prix et pour garantir un approvisionnement stable. Les grands stockages de gaz dans les pays voisins constituent une option avantageuse, sachant que les stockages physiques réels et les quantités livrées doivent être garantis en cas de crise. En ce qui concerne la sécurité d'approvisionnement, le stockage domestique peut être utile : a) lorsque, pour une raison ou une autre, il n'existe pas d'accord international sur le stockage sécurisé du gaz ; b) lorsque la capacité des conduites de transport n'est pas disponible pour acheminer vers la Suisse le gaz stocké à l'étranger. Bien que les nouveaux grands stockages nationaux constituent une option plus coûteuse que l'utilisation de stockages de gaz étrangers, les stockages nationaux peuvent également avoir une utilité systémique dans le système énergétique suisse dans certaines conditions de marché, comme des prix du gaz très volatils ou des pénuries d'approvisionnement. Parmi les grands stockages indigènes analysés, la technologie LRC permet de stocker du gaz à moindre coût. Pour répondre aux exigences de la protection du climat, il est recommandé d'utiliser des systèmes de stockage de gaz compatibles avec l'hydrogène, avec des coûts supplémentaires modérés. A cet égard, il convient de souligner l'importance de l'intégration de la Suisse dans le secteur européen du gaz, non seulement pour le méthane, mais aussi pour l'hydrogène, y compris une planification coordonnée des infrastructures et un accès sans entrave au marché.
D'autres recherches sont nécessaires sur les effets comportementaux des consommateurs en situation de crise de l'approvisionnement en gaz, qui ont été négligés dans cette étude. En outre, il convient de poursuivre les recherches sur l'infrastructure gazière en Suisse, en tenant compte explicitement des réseaux de distribution de gaz et des modèles de consommation de gaz plus détaillés, ainsi que sur la transformation de l'infrastructure de transport de gaz pour une part croissante d'hydrogène.
[1] Office fédéral de l'énergie (2022) : Construction de capacités de stockage de gaz en Suisse et options alternatives pour un approvisionnement national en gaz. Rapport à l'attention du Conseil fédéral.
[2] T. Kober, T. et al. (2024) : Intégration à long terme du stockage de gaz à grande échelle en Suisse, Rapport de recherche associé au projet de recherche SWEET-SURE.
[3] E. Panos, E. et al. (2023) : An assessment of energy system transformation pathways to achieve net-zero carbon dioxide emissions in Switzerland, Commun. Earth Environment, vol. 4, n° 1, p. 157.
[4] Fuchs, A. ; Demiray, T. (2022) : Report on energy grid modeling, SWEET-SURE Deliverable 6.1.
[5] Office fédéral de l'énergie (2009) : Echange de lettres des 27 janvier/26 février 2009 entre le Conseil fédéral suisse et le Gouvernement de la République française concernant la sécurité réciproque de l'approvisionnement en gaz naturel. AS 2009 3125
[6] Panos, E. et al. (2022) : 1er protocole de scénario capturant la définition des scénarios de trajectoire et de choc, SWEET-SURE Deliverable 2.1.
[7] Agence internationale de l'énergie (2022) : Perspectives énergétiques mondiales 2022, Paris.
La recherche à l'origine de cet article a été soutenue financièrement par Gaznat SA et est associée au projet SWEET-SURE, mené dans le cadre du programme SWEET de l'Office fédéral de l'énergie. Les auteurs remercient ces deux organisations pour leur aimable soutien. Les auteurs sont seuls responsables des conclusions et des résultats présentés dans cette publication.
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