etem-ar1 · adaptation de la base de données du système énergétique de référence création de...
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ETEM-AR1
MODELISER L'ATTENUATION ET L'ADAPTATION DANS UN PLAN CLIMAT TERRITORIAL
RAPPORT INTERMEDIAIRE FEVRIER 2012
Soutien du projet : réponse à l'APR GICC 2010
Mots-clés : Modèle d'analyse d'activité. Analyse coût/efficacité. Choix énergétiques et technologiques territoriaux. Bilan énergétique et bilan carbone. Vulnérabilité du système énergétique régional au changement climatique. Résilience (capacité d'adaptation). Adaptation planifiée. Gestion des risques et impacts climatiques. Adaptations "dures" basées sur des investissements et des choix technologiques. Coût d'adaptation. Planification dans l'incertain. Définition de politiques environnementales et énergétiques robustes. Thèmes de l'APR concernés : atténuation, adaptation, régionalisation des impacts, analyse coût/efficacité. Auteurs du rapport : F. Babonneau, A. Haurie, M. Labriet, J. Lavaud, R. Loulou, B. Riey, G. Tarel, J. Thénié.
1 Energie-Technologie-Environnement en modélisant l'adaptation et la robustesse
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Table des matières 1. Introduction ..................................................................................................................5
2. État d’avancement du projet ........................................................................................7
Rappel de la proposition de recherche..........................................................................7
Avancement du projet ...................................................................................................7
Site internet dédié ...................................................................................................... 10
3. Prochaines étapes ..................................................................................................... 12
ANNEXES TECHNIQUES ..................................................................................................... 13
Annexe Technique 1 : Présentation du modèle ETEM et de la structure générique de la base de données ............................................................................................................... 13
Modèle ETEM.............................................................................................................. 13
Demandes utiles ......................................................................................................... 15
Commodités énergétiques et émissions .................................................................... 17
Technologies ............................................................................................................... 17
De ETEM vers ETEM-A ................................................................................................ 19
Programmation multi-objectif dans ETEM ................................................................. 19
Programmation entière dans ETEM ........................................................................... 20
Annexe Technique 2. Construction de la base de données pour Midi-Pyrénées: le système énergétique actuel .............................................................................................. 21
Présentation de la région Midi-Pyrénées : situation énergétique et politiques ........ 21
Base de données énergétiques : situation actuelle .................................................... 28
Annexe Technique 3. Scénarios futurs .............................................................................. 36
Tendances des fondamentaux socio-économiques et demandes utiles futures ....... 36
Définition des scénarios d’études .............................................................................. 41
Annexe Technique 4. Représentations géographiques .................................................... 44
Infrastructures énergétiques ...................................................................................... 44
Données et vulnérabilités climatiques ....................................................................... 47
Annexe Technique 5. Vulnérabilité climatique du secteur énergétique : vue d’ensemble ................................................................................................................. 48
Liens changements climatiques – systèmes énergétiques ......................................... 48
Impacts possibles sur le secteur électrique ................................................................ 52
Vulnérabilité des énergies renouvelables .................................................................. 53
Infrastructures en zones inondables .......................................................................... 55
Pistes d’adaptation et opportunités ........................................................................... 55
Perspective générique de modélisation ..................................................................... 57
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Annexe Technique 6. Vulnérabilité climatique de la région Midi-Pyrénées ..................... 59
Scénarios climatiques ................................................................................................. 59
Grandes catégories d’impacts et d’adaptation, selon les acteurs de la région .......... 60
Vulnérabilité climatique potentielle du système énergétique en Midi-Pyrénées...... 62
Prochaines étapes ....................................................................................................... 63
Annexe Technique 7. Approches robustes pour représenter l'incertitude des impacts du changement climatique .................................................................................................... 65
Principales sources d’incertitudes dans ETEM ........................................................... 65
Programmation stochastique ..................................................................................... 65
Optimisation robuste .................................................................................................. 66
Combiner programmation stochastique et optimisation robuste ............................. 68
Bibliographie ..................................................................................................................... 69
Liens institutionnels .......................................................................................................... 72
Partenaires .................................................................................................................. 72
ANNEXES DOCUMENTAIRES ............................................................................................. 73
Annexe Documentaire 1 : Extrait du SRCAE de Midi-Pyrénées ........................................ 73
Annexe Documentaire 2 : Extrait du Plan National d’Adaptation .................................... 75
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1. Introduction
La production et la consommation d’énergie occupent une place centrale dans les politiques d’atténuation des gaz à effet de serre, étant donné leur contribution aux émissions. Le secteur de l’énergie occupe une place de plus en plus importante également dans les stratégies d’adaptation, étant donné à la fois les impacts potentiels des changements climatiques et les interrelations entre atténuation et adaptation dans le secteur : certaines mesures d’adaptation peuvent contribuer à l’accroissement des émissions (augmentation de la climatisation par exemple), tandis que d’autres peuvent augmenter la vulnérabilité climatique du système énergétique (augmentation de l’hydroélectricité par exemple). En France, le Plan National d’Adaptation au Changement Climatique (PNACC) aborde explicitement les enjeux de l’adaptation dans le secteur de l’énergie et du bâtiment, en abordant les mesures d’adaptation relevant du niveau national. Les Schémas Régionaux du Climat, de l’Air et de l’Energie (SRCAE) et les Plans Climat-Energie Territoriaux (PCET) en cours d’élaboration au niveau local, permettent d’aborder les mêmes questions aux plans régional et local, approche cruciale étant donné la territorialisation spécifique des impacts potentiels des changements climatiques et donc de certaines mesures d’adaptation. Le présent projet s’inscrit dans ce contexte : dans le but d’appuyer les décideurs régionaux à identifier les mesures d’atténuation et d’adaptation appropriées dans le secteur de l’énergie, une modélisation systémique de type coût/efficacité du secteur énergétique est proposée. Elle est appliquée au niveau régional et prend en compte les options d’atténuation et d’adaptation du secteur ainsi que les incertitudes les caractérisant. Une mise en œuvre pilote dans la région Midi-Pyrénées est réalisée. Cette région, l’une des plus grandes de France, regroupe une grande diversité d’impacts possibles du changement climatique sur de nombreux secteurs et notamment le secteur énergétique. De plus, elle est dotée, à travers l’Observatoire Régional de l’Energie, d’un outil qui centralise l’information du domaine, et qui permet aux instances dirigeantes d’avoir une vision précise du secteur énergétique. Ces informations sont une condition nécessaire à l’élaboration d’un modèle énergétique. L’objectif de ce rapport intermédiaire est de présenter les travaux réalisés pendant les 15 premiers mois du projet (novembre 2010 à janvier 2012) et d’identifier les étapes suivantes. Les informations techniques, les données collectées et les analyses réalisées sont incluses dans les annexes techniques ci-jointes. En résumé, le déroulement du projet a permis d’atteindre les résultats planifiés dans le plan de travail. La collaboration avec la région Midi-Pyrénées s’avère particulièrement satisfaisante, voire au-delà des attentes initiales, grâce à l’abondance d’informations énergétiques disponibles pour la région et le support actif des membres de l’équipe de l’ARPE-OREMIP.
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Figure 1 : Affiche de présentation du projet ETEM-AR
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2. État d’avancement du projet
Rappel de la proposition de recherche
Dans le but d’aider les responsables de la conception de politique énergétique locale à
identifier les mesures d’atténuation et d’adaptation appropriées, nous développerons une modélisation systémique de type coût/efficacité, adaptée aux données du territoire, des activités du secteur énergétique face aux changements climatiques possibles. Nous réaliserons une mise en œuvre pilote dans la région Midi-Pyrénées.
Objectifs spécifiques : (i) Identifier les choix technologiques, énergétiques et les investissements appropriés dans le secteur énergétique pour à la fois atténuer les émissions de gaz à effet de serre et adapter le système énergétique face aux changements climatiques futurs. (ii) Réaliser une analyse coût/efficacité des mesures d'un plan climat territorial liées au secteur énergétique (production et transformation d'énergie, transport, habitat, bureaux, agriculture, gestion forestière) en élargissant le champ du modèle ETEM (energy-technology-environment-model). (iii) Explorer l'usage des techniques de modélisations stochastique et robuste qui tendent à recommander un portefeuille diversifié de mesures de précaution (hedging).
Le projet comporte les ateliers suivants :
Modélisation intégrée "adaptation/atténuation" en analyse d'activité : Proposer un cadre de modélisation mis en œuvre au niveau territorial, suivant la ligne esquissée par le modèle ETEM. Assurer la compatibilité de cette modélisation avec TIMES afin de pouvoir lier, dans des activités futures, la modélisation locale ou régionale à une modélisation TIMES plus large. Intégrer à la modélisation ETEM les impacts du changement climatique envers le système énergétique local. Prendre en compte les activités d'adaptation « proactives » (par exemple, celles augmentant la résilience des installations aux variations climatiques) en introduisant des éléments de type analyse multicritère ou programmation par objectifs dans ETEM.
Robustification de l'approche de modélisation : Développer une approche opérationnelle pour identifier des stratégies robustes face à plusieurs sources d'incertitude : (i) l'incertitude de certains paramètres du modèle lui-même ; (ii) l'incertitude des impacts dûs aux changements climatiques.
Réalisation d'une mise en oeuvre pilote : Développer cette modélisation à partir d'un cas réel : la région Midi-Pyrénées. Etablir un partenariat avec OREMIP/ARPE et l'ensemble des acteurs locaux par le truchement d'un comité de suivi.
Avancement du projet
Le programme de travail s'articule autour des 3 ateliers (présentés ci-dessus) organisés
en différentes tâches :
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Les travaux réalisés ont permis d’avancer en parallèle les différents ateliers, tel que prévu
dans le plan de travail. Le développement d’ETEM au plan générique est en effet
étroitement lié au développement de ETEM-MIP, puisque la mise en œuvre pilote permet
d’ajuster, adapter, valider les développements génériques. Les tableaux suivants permettent
de mettre en évidence les activités réalisées ainsi que les annexes techniques dans lesquelles
les informations détaillées sont incluses.
Atelier 1: Evolution du modèle ETEM
Tâche prévue Activités et résultats atteints Annexe Technique
1.a. Mise à jour et amélioration de la base de données génériques de ETEM
-Définition de la structure générique d’ETEM. Validation de la structure et d’informations technologiques en tenant compte d’autres modèles existants au plan local (Genève) et global (TIAM-WORLD) La base de données génériques est prête (sur base des modélisations ETEM et TIAM précédentes, des données ETSAP, etc…).
A.T. 1
1.b. Faire évoluer ETEM (ETEM-A) pour permettre la représentation de l’adaptation
Lien en cours d’établissement entre la localisation des technologies et les données climatiques locales, de manière à représenter les impacts climatiques sur les technologies et les options d’adaptation en découlant (par exemple, économie d'énergie par isolation des bâtiments à faible rendement thermique)
A.T. 2
1.c. Permettre une liaison aisée entre ETEM et un Système d'information géographique
La génération et l’utilisation de fichiers génériques .kml ou .kmz est maintenant possible, pour affichage dans Geoportail® (IGN) ou googleearth®
A.T. 4
1.d. Faire évoluer le modèle Récemment amorcée A.T. 2
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à un modèle avec plusieurs critères de performance (programmation par objectifs)
1.e. Faire évoluer le modèle vers un modèle prenant en compte certains choix discrets
Récemment amorcée A.T. 2
Atelier 2: Robustification de l'approche de modélisation
Tâche Avancement Annexe Technique
2.a. Identifier les paramètres pouvant être pris en compte de façon stochastique et/ou robuste
Proposition d’une liste de paramètres liés aux incertitudes climatiques et économiques
A.T. 7
2.b. Intégrer la gestion de la programmation robuste au sein d'ETEM (ETEM-AR)
Proposition d’écriture robuste de la contrainte cap_act. D’autres contraintes robustes seront proposées et testées avec le modèle MIP
A.T. 7
2.c. Adapter la gestion de la programmation stochastique à la présence simultanée éventuelle de la programmation robuste
Proposition d’une écriture robuste qui respecte les conventions de DET2STO permettant l’intégration automatique de la programmation stochastique
A.T. 7
2.d. Définir un mode opératoire pour l'analyse de sensibilité sur des modèles multicritères
Pas encore amorcée -
Atelier 3: Réalisation d'une mise en œuvre pilote
Tâche Avancement Annexe Technique
3.a. Renseignement et adaptation de la base de données du système énergétique de référence
Création de fichiers types pour la construction de la BdD : Demande (Transport, Chaleur, Elec, Agriculture, Industrie), Production.
A.T. 2 et 3
3.b. Etablissement de divers scénarios d'évolution climatique sur la région jusqu'en 2050
Données climatiques disponibles à l’échelle régionale (rapport Jouzel). Données plus détaillées au plan local en cours (contact établi avec Météo-France)
A.T. 6
3.c. Recensement géoréféré Nature des vulnérabilités climatiques du A.T. 4, 5 et 6
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des zones et des activités vulnérables de la région Midi-Pyrénées
secteur énergétique identifiée. Géo-référencement des zones climatiques en cours de développement (lien avec activité 3.b.). Géo-référencement des infrastructures énergétiques en cours
3.d. Liste d'activités d'adaptation envisageables et identification des liens possibles avec la politique d'atténuation
Options d’adaptation possibles identifiées dans le secteur énergétique. Analyse des liens avec les politiques atténuation de la région en cours. Secteur des bâtiments au cœur des liens atténuation et adaptation
A.T.5 et 6
3.e. Classement des politiques avec utilisation de ETEM-AR pour effectuer les arbitrages efficaces entre adaptation et atténuation en tenant compte de différents critères
Pas encore amorcée. -
Site internet dédié
Le site internet http://etem-ar.ordecsys.com a été créé et offrira prochainement toutes les informations nécessaires à la mise en place d’une modélisation régionale, et les résultats de l’application en région Midi-Pyrénées.
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Une page d’accueil, dont voici une copie d’écran, est en ligne dès à présent :
De nombreux développements récents sur l'interface d’ETEM, en vue d'une utilisation
en mode collaboratif sur le web, pourraient être connectés à ce site internet durant la seconde partie du projet.
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3. Prochaines étapes
Rencontre avec le comité de suivi de projet les 8-9 mars 2012
Finaliser le montage de la base de données MIP (mars 2012)
Obtenir des données manquantes pour estimer la vulnérabilité du système énergétique de MIP (avril 2012)
Raffiner la méthodologie de modélisation de l’adaptation et de la robustesse (mai 2012)
Définir et tester les scénarios d’études (mars-juin 2012)
Analyser les scénarios, en interaction avec les partenaires locaux (juin-septembre 2012)
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ANNEXES TECHNIQUES
Annexe Technique 1 : Présentation du modèle ETEM et de la structure générique de la base de données
Modèle ETEM
ETEM (Energy/Technology/Environment Model) est un modèle énergie/environnement
de type « bottom-up » qui fournit une représentation détaillée des choix technologiques et énergétiques permettant de fournir à moindres coûts et moindres impacts environnementaux les services énergétiques de la région modélisée. ETEM est inspiré des modèles de type MARKAL et TIMES (voir www.etsap.org), utilisés aux échelles locales, régionales, globales. Les applications actuelles d’ETEM concernent le canton de Genève (Suisse) et le duché du Luxembourg. L’horizon de planification visé est la période 2000-2050. ETEM est un programme facilement adaptable dont la maintenance est assurée par ORDECSYS, qui permet de représenter en détails le système énergétique de référence d'une région et d'explorer différents scénarios d'évolution en tenant compte de contraintes environnementales. Le programme lui-même est mis à disposition d'utilisateurs éventuels en application libre (open source) et l'utilisation d'optimiseurs eux aussi open source, comme glpsol ou ceux disponibles sur le site COIN-OR2 (par exemple CLPL), permet de réduire les coûts de mise en œuvre. Le système énergétique est décomposé en niveaux d'énergies primaires (gaz, eau, bois, charbon, géothermie, etc.), énergies finales (électricité, gaz, carburants, chaleur, eau chaude, etc.) et énergies utiles (services énergétiques demandés, par exemple transport, climatisation, etc). Un ensemble de technologies de production (centrale thermique, hydraulique, solaire, géothermique, etc.) et de demande (véhicules automobiles, systèmes de chauffage et de climatisation, etc.) assurent les transformations le long de la chaîne énergétique afin de satisfaire les demandes utiles. Ce faisant, ETEM calcule un cadastre d'émissions de polluants atmosphériques et de gaz à effet de serre liés à l'utilisation et à la localisation de ces technologies. Le modèle permet de comptabiliser les émissions, mais aussi de trouver une politique respectant une contrainte environnementale (par exemple une limitation des émissions de GES ou une contrainte sur les pics d'ozone en zone urbaine). ETEM propose un choix efficace en terme d'investissements et de plan de production. ETEM modélise implicitement le cycle de vie des technologies utilisées, et permet de travailler sur des horizons allant de quelques années à quelques dizaines d'années. La dimension énergétique des politiques de développement durable compatibles avec des objectifs environnementaux à long terme peut être ainsi analysée3.
Le système énergétique de référence (nous utilisons en abrégé l’acronyme anglais RES) est une représentation systémique des ressources primaires, de la conversion, du transport, de la distribution, et des usages finaux de diverses formes énergétiques. Il est composé de divers secteurs de demande de services énergétiques.
2 www.coin-or.org
3 Un exemple d'application à l'exploration du futur des automobiles à pile à combustible est présenté dans
Caratti et al. 2003.
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Dans le présent projet, nous présentons une méthode de construction d’un RES incluant un ensemble de technologies génériques, qui peut servir de point de départ à des modélisations régionales. Des adaptations sont possibles et sont d’ailleurs recommandées pour coller au plus près aux spécificités régionales, par exemple pour affiner la représentation d’un secteur donné, ou pour en agréger un autre.
Construire un modèle d’é nergie nécessite de passer par plusieurs phases : A- description des technologies de production/conversion et des technologies de
demande. B- renseignement des capacités résiduelles (les capacités installées des technologies de
de- mande) et définition des demandes utiles actuelles. C- projection des demandes utiles par des méthodes de projec on et de prévision
s’appuyant sur des indicateurs d’é volu on de la demande, comme la popula on, le PI , l’é volu on du ré seau rou er, la température, etc.
D- la calibration du modèle consiste à faire tourner le modèle sur la première pé riode de la modélisa on, que l’on appelle l’anné e de base, et à véri er que la solu on apporté e par le modèle est réalisable et ré aliste.
L’objectif du projet est de proposer une méthodologie pouvant s’appliquer dans
n’importe quelle région, et de valider cette méthode en l’appliquant sur la région Midi-Pyrénées. L’application du modèle à un cas précis, tel que la région Midi-Pyrénées, offre aussi l’opportunité de bonifier la méthodologie générale, à savoir de tirer partie de l’application en Midi-Pyrénées pour en ressortir une méthodologie globale. C’est d’ailleurs l’une des forces de ce projet : pouvoir développer à la fois une version générique du modèle et une version appliquée à une région précise, et bénéficier des synergies entre ces deux types de développement.
C’est pourquoi cette Annexe Technique présente une vue d’ensemble de la structure
d’ETEM, et les Annexes Techniques 2 et 3 suivantes décrivent comment dont nous avons construit le modèle de la région Midi-Pyrénées. L’expérience de la modélisation Midi-Pyrénées sera prise en compte dans le développement de la méthodologie générale qui sera proposée, à l’issue du projet, et pouvant s’appliquer dans n’importe quelle région.
Les fichiers excel génériques permettant de construire une base de données pour une
autre région seront rendus publics. Les données pour la région Midi-Pyrénées (annexes suivantes) font aussi partie des livrables du projet.
Découpage temporel choisi
Durée des périodes
Année de référence
Nombre de périodes
Découpage Nombre de time-slices
5 ans 2005 9 (jusqu’à 2049) 4 saisons + jour-nuit
6 PAJ, PAN, EJ, EN,
HJ, HN
Structure d’ensemble
Les demandes utiles, les technologies et les formes d’énergie sont représentées dans
ETEM par grands secteurs de l’économie : TRANSPORT, INDUSTRIES, COMMERCIAL,
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RÉSIDENTIEL, AGRICULTURE, PRODUCTION D’ÉLÉCTRICITÉ, PRODUCTION ET CONVERSION D’ÉNERGIE PRIMAIRE AUTRE QUE L’ÉLECTRICITÉ.
La gestion du pic de consommation est prévue (sujet d’actualité4), avec une modification
de celui possible au cours du temps5. Il est possible de représenter les unités de stockage de l’énergie, couplées ou non à des
unités de productions (intermittentes notamment). (Voir les développements du projet RITES de l’OFEN).
Demandes utiles
Les demandes utiles représentent les demandes en services énergétiques. Définies de manière exogène, elles doivent être satisfaites par les technologies et commodités énergétiques disponibles dans le modèle (par exemple, les
Unités - mkm-veh/j milliers de kilomètres véhicule par jour - mpass/j milliers de passagers par jour - mt/j milliers de tonnes par jour - PJ/an Pétajoules par an
4 En Europe, le pic de consommation met à l'épreuve la production d'électricité, Le Monde.fr, 6 février 2012
5 Noter qu’au moins en France il faut 1.7 de ratio entre la pointe et la moyenne sur un an
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TRANSPORT Unité Code
TRANSPORT URBAIN PASSAGER
Bus mkm-veh/j D_TUP_BUS
Tramway mkm-veh/j D_TUP_TRW
Métro mkm-veh/j D_TUP_MET
voiture (trajet urbain) mkm-veh/j D_TUP_VOI
TRANSPORT INTER-URBAIN PASSAGER
Car mkm-veh/j D_TIP_CAR
voiture (trajet inter-urbain) mkm-veh/j D_TIP_VOI
train passager mp/j D_TIP_TRA
AUTRE TRANSPORT
Camion mkm-veh/j D_TAT_CAM
Train fret mt/j D_TAT_TFR
Transport fluvial mt/j D_TAT_FLU
Transport aérien mt/j D_TAT_AER
Deux-roues mkm-veh/j D_TAT_DEU
INDUSTRIE
Chauffage (industrie) PJ/an D_IND_CHF Appareils électriques (machinerie-force motrice, éclairage, électronique, etc.)
PJ/an D_IND_ELE
Eau chaude sanitaire (industrie) PJ/an D_IND_ECS
Procédés consommateurs de chaleur industrielle PJ/an D_IND_PCC
COMMERCIAL
Chauffage (commercial) PJ/an D_COM_CHF
Appareils électriques (éclairage, électronique, etc.) PJ/an D_COM_ELE
Eau chaude sanitaire commerces PJ/an D_COM_ECS
ECLAIRAGE PUBLIC
Électricité (signalisations routières, éclairage public) PJ/an D_PUB_ELE
RESIDENTIEL
Chauffage résidentiel maison (construction < 1990) PJ/an D_RMA_CHF
Chauffage résidentiel immeuble (construction < 1990) PJ/an D_RIA_CHF
Chauffage résidentiel nouvelle maison (construction > 1990) PJ/an D_RMN_CHF
Chauffage résidentiel nouvel immeuble (construction > 1990) PJ/an D_RIN_CHF
Eau chaude sanitaire maison PJ/an D_RMA_ECS
Eau chaude sanitaire immeuble PJ/an D_RIA_ECS Utilisation domestique hors chauffage (éclairage, appareils électro ménagers, électroniques, etc.)
PJ/an D_RES_ELE
AGRICULTURE
Demande agricole agrégée. PJ/an D_AGR_AGG
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Commodités énergétiques et émissions
COMMODITÉS ÉNERGÉTIQUES
Fluide caloporteur/chaleur du réseau X FCAL_X
Electricité ELEC
Déchet ménager valorisable DECM
Déchet industriel valorisable DECI
Pétrole brut PETR
Gaz naturel GAZN
Diesel DIES
Essence sans plomb ESSP
GPL GPL
Fioul FIOU
Charbon CHAR
Bois de chauffage BOIS
Culture énergétique 17ioéthanol 1ère
gen CEE1
Culture énergétique biodiesel 1ère
gen CED1
Culture énergétique 2nde
gen CE2G
Biogaz BIOG
Biodiesel BIOD
Bioéthanol BIOE
Hydrogène HYDR
Ethanol ETHA
Economies d’énergie ECON
Combustible nucléaire NUCL
Déchets nucléaires. DECN
EMISSIONS
CO2 CO2
CH4 CH4
N2O N2O
Autres GES de Kyoto GESK
Technologies
Les technologies peuvent être regroupées en sous ensemble pour faciliter la
représentation de leur vulnérabilité au changement climatique. La représentation géographique des données ne se fait pas directement dans ETEM mais dans un fichier excel (nous fournissons les moyens de construire un fichier de correspondance (« mapping ») entre les outputs d’ETEM et un fichier de géolocalisation à la commune ou par coordonnées).
On regroupe les technologies en différents groupes : 1. technologie d’extraction 2. technologie de production d’électricité 3. technologie d’autre transformation secondaire
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4. technologie de production de chaleur et de co-génération 5. technologie de transport de l’énergie 6. technologie de demande
Les technologies peuvent être présentées en différentes générations. La génération
actuelle (représentant le parc moyen), et une ou plusieurs générations futures, qui seront disponibles au fur et à mesure de l’horizon temporel. Ces nouvelles technologies ont des caractéristiques différentes de l’existant (plus efficaces, coûts différents, etc.).
1- EXTRACTION Toute technologie est présente en deux générations (actuelles et à venir, disponibilité à préciser)
extraction du pétrole (il est possible de spécifier le type de pétrole: léger, lourd, terrestre, offshore, etc…)
extraction du gaz
extraction des gaz de schiste
extraction du charbon
extraction du combustible nucléaire
production de bois de chauffage
production de cultures énergétiques 2- PRODUCTION ELECTRIQUE Toute technologie est présente en 2 versions (A & B) représentant des caractéristiques différentes, et deux générations (actuelles et à venir, disponibilité à préciser)
Centrale à Gaz
Centrale à Gaz + CSC
Centrale au fioul
Centrale au fioul + CSC
Centrale à Charbon
Centrale à charbon + CSC
Centrale Nucléaire (A=gen.2, actuelle), (B = gen.3, EPR)
Centrale Éolienne (deux puissances représentées)
Centrale hydraulique (A = avec barrage, = au fil de l’eau)
Panneaux photovoltaïques
Centrale solaire à concentration
Centrale géothermique
Groupe électrogène diesel 3- AUTRE TRANSFORMATION SECONDAIRE Toute technologie est présente en 2 versions (A & B) représentant des caractéristiques différentes, et deux générations (actuelles et à venir, disponibilité à préciser)
Raffinerie Pétrole
Raffinerie Biogaz (à partir de déchets ménagers)
Raffinerie Bio-ethanol
Raffinerie Bio-diesel
Centrale de pompage hydraulique
Production hydrogène
4- PRODUCTION DE CHALEUR ET COGENERATION
Centrale thermique gaz
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Centrale thermique fioul
Centrale thermique charbon
Centrale thermique déchets ménagers
Centrale thermique biomasse
Centrale co-génération elec/chaleur gaz
Centrale co-génération elec/chaleur Fuel
Centrale co-génération elec/chaleur charbon
Centrale co-génération elec/chaleur déchets ménagers
Centrale co-génération elec/chaleur géothermie
Pile à combustible co-génération elec/chaleur hydrogène.
Centrale géothermique (pompe à chaleur géothermique) (A : centrale géothermie, B : pompe à chaleur particulier)
Pompe à chaleur air/air 5- TRANSPORT ENERGETIQUE
oléoduc
gazoduc
réseau électrique
réseau de chaleur 6- TECHNOLOGIES DE DEMANDE (listées par demande utile) Chaque demande utile peut être satisfaite par une série de technologies spécifiques, en concurrence entre elles pour satisfaire la demande utile. Nous fournissons ici des exemples du secteur des transports:
Demande de transport en Bus. Elle peut être satisfaite par différentes technologies, elles-mêmes en concurrence entre elles pour satisfaire la demande : bus diesel catalytique, bus biodiesel nouvelle génération, bus à hydrogène, bus GPL, etc..
Demande de transport en train urbain. Elle peut être satisfaite par le tramway actuel, tramway de 2nde génération (2025), métro actuel, métro 2nde génération (2025)
Demande de transport en voiture (trajet urbain) : voiture essence, voiture diesel, voiture GPL, voiture hybride diesel, voiture électrique rechargeable, etc
De ETEM vers ETEM-A
Un modèle énergétique qui veut prendre en compte l’option d’adaptation face au changement climatique a besoin de deux éléments: la possibilité de prendre en compte le(s) changement(s) climatique(s) (modification(s) du climat impactant le secteur énergétique du point de vue de l’offre (production) ou de la demande) et la possibilité de prendre des décisions anticipatives (donc la capacité d’appréhender l’incertitude). Le premier élément est directement lié aux annexes techniques 5 et 6, alors que le second élément est lié à l’annexe technique 7. Cette partie est l’une des principales contributions du projet, et fera l’objet de développements importants dans le rapport final.
Programmation multi-objectif dans ETEM
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Ces développements vont permettre de prendre en compte une composante liée à la vulnérabilité ou à la minimisation du risque par exemple, en plus de l’aspect économique. On peut aussi allouer un certain budget pour construire une solution, et laisser le modèle choisir la solution qui privilégie tel type de production (par exemple les énergies renouvelables) ou tel type de technologie de demande (par exemple le chauffage par géothermie). Ils ne sont pour l’heure pas commencés.
Programmation entière dans ETEM
Cette possibilité sera offerte au modèle afin de lui permettre de faire des choix « entiers » tels que (mais ceci ne constitue pas la liste définitive et exhaustive qui sera étudiée) : construction d’une tranche nucléaire supplémentaire, arrêt total et soudain du nucléaire, construction d’un barrage hydraulique, etc. Ils ne sont pour l’heure pas commencés.
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Annexe Technique 2. Construction de la base de données pour Midi-Pyrénées: le système énergétique actuel
L’application du modèle à un cas précis, tel que la région Midi-Pyrénées, offre
l’opportunité de bonifier la méthodologie générale, à savoir de tirer partie de l’application en Midi-Pyrénées pour en ressortir une méthodologie globale. Ainsi, l’Annexe Technique 1 présente une vue d’ensemble de la structure d’ETEM, et nous abordons maintenant la méthodologie et les étapes de construction du modèle pour la région Midi-Pyrénées.
Les choix de modélisations faits pour la région Midi-Pyrénées sont à la fois basé sur les
spécificités de la modélisation au niveau régional (plutôt que national, ou métropolitain par exemple) et à la fois sur les spécificités de la région Midi-Pyrénées (présence de la centrale nucléaire de Golfech par exemple). Les apprentissages réalisés dans le développement et l’application du modèle à la région Midi-Pyrénées seront intégrés à la méthodologie générale qui sera proposée, à l’issue du projet, et pouvant s’appliquer dans n’importe quelle région.
L’application d’un modèle tel qu’ETEM requiert la collecte de trois types d’informations :
Description détaillée du système énergétique existant ;
Définition des demandes futures en services énergétiques ;
Définition des politiques existantes et futures pouvant avoir un effet sur le système énergétique. Tandis que la description du système énergétique existant est certaine, la définition du
futur fait généralement référence à différents scénarios possibles. La présente Annexe Technique 2 porte sur le système énergétique actuel de la région Midi-Pyrénées, tandis que l’Annexe Technique 3 présente les scénarios futurs possibles.
Présentation de la région Midi-Pyrénées : situation énergétique et politiques
Cette section présente la situation et les politiques énergétique de la région. La section suivante fournit les données systématiques du système énergétique actuel pour sa représentation dans le modèle.
Survol de la situation énergétique
Sources d’information : Région Midi-Pyrénées (2011) ; OREMIP (2011) ; et autres
données de l’ARPE et de l’INSEE.
En 2008, Midi-Pyrénées compte 2 837 500 habitants et représente 4,6% de la population de la France métropolitaine (62 131 000 habitants). Entre 2005 et 2030, selon le scénario central de l’INSEE, la population de Midi-Pyrénées devrait augmenter de 21,8% (en France l’évolution serait de 10,7%).
La consommation d’énergie finale est de 6,1 millions de tep en 2007 (soit 3,8% de la
consommation nationale). En termes de consommation énergétique unitaire (par habitant), un habitant de Midi-Pyrénées a consommé en 2007 en moyenne 2,2 tep soit 15% de moins
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qu’un français (2,6 tep/hab en 2007). Ceci s’explique notamment par une industrie peu énergivore (pas de sidérurgie ; crise du textile ; arrêt d’AZF en 2001). Cependant Midi-Pyrénées se caractérise par un secteur des transports en explosion, une hausse soutenue du résidentiel/tertiaire.
Les figures suivantes présentent les consommations d’énergie finale en 2005 et 2009
(OREMIP, 2011).
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La production d’énergie finale est de 6,5 millions de tep en 2007 (soit 4,8% de la
production nationale), et de 6.2 Mtep en 2008 (4.5% de production nationale)). La production régionale d’énergie finale en 2007 est essentiellement d’origine nucléaire (77% ; Golfech), hydraulique (11%) et biomasse (9%). Avec 8,5 GWh, Midi-Pyrénées représente 14% de la production nationale d’hydroélectricité en France (deux châteaux d’eau : le Massif central et les Pyrénées), et de l’ordre de 7% de la production de bois (Midi-Pyrénées est la troisième forêt de France).
Midi-Pyrénées compte 676 centrales hydrauliques (5,6 GW, production de 9.3 TWh en 2009) dont 72 grandes centrales représentant 90% de la production régionale. Selon une étude AEAG/ADEME le potentiel mobilisable (dont optimisation de l’existant) serait de 2,6 TWh.
Midi-Pyrénées compte 123 éoliennes en 2008, correspondant à une puissance installée de 236 MW (4.5% de la puissance installée en France). En 2010, Midi-Pyrénées compte 165 éoliennes représentant une puissance installée de 320 MW.
En 2008, 3 MW de panneaux photovoltaïques sont connectés au réseau d’électricité en Midi-Pyrénées (48 MW en France métropolitaine). En 2010, la puissance raccordée en photovoltaïque atteint 80 MW en Midi-Pyrénées (873 MW En France).
En Midi-Pyrénées, on dénombre une seule installation de géothermie dédiée au chauffage urbain. En 2009, l'exploitation du puits de géothermie du Ritouret de la ville de Blagnac (31) a produit 6,3 GWh (chauffage urbain). Les figures suivantes présentent la production d’énergie en 2005 et 2009 (OREMIP,
2011).
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Le transport routier représente plus de 90% des consommations énergétiques du
transport régional. Il est caractérisé par un kilométrage par véhicule particulier et un taux d’équipement supérieurs à la moyenne nationale.
La région Midi-Pyrénées est faiblement industrialisée et l’industrie pèse faiblement dans
le bilan régional (19% en 2009, contre 25% au niveau national). En effet, les branches d'activité les plus énergivores, comme la sidérurgie, sont absentes de la région. Parmi les branches d'activité industrielle les plus consommatrices en énergie, le secteur des matériaux de construction arrive en tête (30 % de la consommation énergétique industrielle), suivi par l'industrie papetière et la chimie (environ 20 % chacune), puis la métallurgie, l'agroalimentaire, l'aéronautique et l'électronique (tous aux alentours de 10 %). L'arrêt des activités des usines AZF en 2001 (à Toulouse), puis des installations Péchiney à partir de 2007 (à Lannemezan, dans les Hautes-Pyrénées) ont contribué à la diminution de la consommation énergétique de l’industrie.
Le secteur agricole représente une part significative des émissions, la part des émissions
de CH4 et N2O représentent 40% des émissions régionales visées par le protocole de Kyoto. Comme au niveau national, le secteur des bâtiments représente le premier poste de
dépense énergétique : il atteint 42 % de la consommation énergétique régionale. Mais c'est aussi un secteur présentant un potentiel d’économies d’énergie important. Ainsi, au plan résidentiel, même si la performance énergétique unitaire des constructions a légèrement progressé ces dernières années, elle reste médiocre (plus de la moitié des logements se trouvent au moins dans la classe E du diagnostic de performance énergétique – DPE).
Dans la région, la taille des ménages diminue d’année en année. Chaque logement de Midi-Pyrénées compte 2,2 personnes en moyenne (2,3 en France). Le parc de logements
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régional (1 476 069 logements en 2006) est caractérisé par une part importante de maisons individuelles (66%) et de logements anciens, construits avant les premières réglementations thermiques de 1975 (54%) et de résidences secondaires (17%).
Selon une étude CEREN, le taux de climatisation du résidentiel est passé de 1,4% en
1999 à 5,1% en 2006. Bien que le développement de la climatisation en Midi-Pyrénées soit supérieur au taux moyen observé en France métropolitaine, il reste en dessous de la « zone climatique méditerranéenne ». Dans le tertiaire, la climatisation s’est diffusée à un rythme de 0,7 points en moyenne sur la période 1999-2003 avec une légère accélération en fin de période puisque le taux de climatisation est de 0,9%/an entre 2003 et 2005 (réaction à la canicule de 2003). Aujourd’hui un quart des bâtiments du tertiaire est climatisé.
Deux logements sur cinq utilisent du bois pour se chauffer, comme source principale de
chauffage (13% des ménages), en appoint d’une autre énergie de chauffage (14% des ménages) ou juste pour le confort et le loisir (11% des ménage), pour un total de 2,7 millions de stères en 2008. La consommation de bois de chauffage par les ménages est de l’ordre de 420 ktep et représente la majorité de la consommation régionale de bois énergie. L'approvisionnement est pour moitié non marchand (autoconsommation, famille, ami, économie parallèle) et répond à une forte logique de proximité (entre la production et la consommation). L’âge moyen du parc des appareils de chauffage au bois est de 9,5 ans et la durée de vie moyenne des équipements est de 20 ans. Actuellement, l’efficacité énergétique du parc est de 37% alors que le rendement des équipements neufs dépasse les 70%. Dans le cadre du Plan bois énergie, 88 chaufferies automatiques ont été mises en place entre 2000 et 2008 représentant une puissance installée de 30 MW. Le Conseil régional de Midi-Pyrénées a instauré un plan bois triennal favorisant le développement des réseaux de chaleur au bois. Ce plan a permis de financer 19 chaufferies représentant une puissance installée de plus de 21,6 MW.
Avec 14 719 chauffe-eau solaires individuels installés entre 1999 et 2008 dans le cadre
du PRELUDE, la région Midi-Pyrénées se place en tête des régions de France. 280 chauffe-eau solaires collectifs (7 855 m2) et 1 480 systèmes solaires combinés ont été également installés en Midi-Pyrénées. 132000 m2 de panneaux solaires sont recensés en Midi-Pyrénées en 2009 (collectif et particulier).
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Bilan énergétique régional, année 2009 (OREMIP, 2011)
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Politiques
Les stratégies énergétiques et environnementales de la région s’inscrivent dans le cadre national et international.
Au niveau européen, en vue de satisfaire les objectifs du Protocole de Kyoto, le « Paquet Énergie-Climat », déclinés en directives européennes, vise à : a) diminuer d’au moins 20 % les émissions de gaz à effet de serre (-14 % pour la France) par rapport à 1990 ; b) produire sous forme d’énergies renouvelables l'équivalent d'au moins 20 % de la consommation d’énergie finale (23 % pour la France) ; b) améliorer de 20 % l’efficacité énergétique par rapport aux tendanciels 2020. Un système communautaire d'échange de quotas d'émissions de dioxyde de carbone (SCEQE - EU-ETS en anglais) est en place depuis 2005. En Midi-Pyrénées, les quotas d'émission concernent 30 établissements (l'ensemble des émissions de ces établissements représente environ 1000 kt CO2 par an). Pour les secteurs hors SCEQE (transport, agriculture, construction, etc.), l'objectif est une réduction de 10 % des émissions à l'échelle européenne sur la même période, 14% pour la France, entre 2005 et 2020.
Au niveau national, le Grenelle de l’Environnement a introduit les objectifs suivants : o réduire les consommations d'énergie du parc de bâtiments existants d'au moins 38
% d'ici 2020 par rapport à 2005 (article 5) ; ainsi, en 2012, tous les nouveaux bâtiments seront à basse consommation (BBC – max 50 kilowattheures par mètre carré et par an en moyenne), et en 2020, ils seront tous à énergie positive (BEPOS) : une maison, un immeuble produiront chacun plus d’énergie qu’ils n’en consommeront.
o réduire, dans le domaine des transports, les émissions de gaz à effet de serre de 20 % d'ici 2020 par rapport à 2005, afin de les ramener au niveau qu'elles avaient atteint en 1990 (article 10) ;
o accroître la maîtrise énergétique des exploitations afi n d'atteindre un taux de 30 % d'exploitations agricoles à faible dépendance énergétique d'ici 2013 (article 31).
À plus long terme, la France s’est fixé l’objectif « Facteur 4 » : diviser par 4 d'ici 2050 ses émissions de GES par rapport à 1990.
Au niveau local, le schéma régional Climat-Air-Énergie (SRCAE – voir annexe documentaire de ce rapport) et Plans Climat-Énergie Territoriaux (PCET) sont les piliers de la territorialisation du Grenelle de l'Environnement. Les PCET sont à réaliser avant la fin de 2012. Par ailleurs, des éléments importants de la politique énergétique régionale sont les suivants :
Le Plan Régional « Midi-Pyrénées Energies 2011-2020 » (260 M€) vise prioritairement à réduire la précarité énergétique et, plus généralement, à améliorer la performance énergétique des bâtiments existants, au travers notamment : o de l’éco-chèque logement Midi-Pyrénées qui s’adresse, sous conditions de
ressources, aux particuliers pour réaliser des économies d’énergie et diminuer leurs factures énergétiques.
o du financement de la réhabilitation énergétique des logements sociaux locatifs, o de l’appel à projets « bâtiments économes de qualité environnementale »
Les objectifs inclus la réhabilitation de 70000 logements énergivores en 10 ans, et 30% de réduction des consommations d’énergie dans le parc des lycées publics de Midi-Pyrénées, sur la base des consommations constatées en 2008.
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Le Plan de soutien à la production des énergies renouvelables concerne le développement du bois-énergie (réseaux de chaleur et chaufferies automatiques, plates-formes de stockage, actions d’accompagnement), du photovoltaïque (sur des bâtiments énergétiquement performants), et le solaire thermique dans le cadre de PRELUDDE. En complément des subventions qu’elle accorde dans ce cadre, la Région a mis en place depuis septembre 2010 un dispositif de prêts bonifiés pour des projets de production d’électricité renouvelable et de rénovation énergétique des bâtiments.
Le Fonds Régional Carbone (objectif 2013)intervient en complément des mesures visant à réduire à la source les émissions de gaz à effet de serre. Ce Fonds permet de combiner des actions de renouvellement ou de développement de la forêt en région, de promotion de l’agroforesterie et de soutien à des projets de compensation dans des Pays en développement via l’acquisition d’unités de réduction carbone.
La politique régionale énergétique se concrétise également au travers du programme PRELUDDE II (Programme Régional de Lutte contre l’effet de serre et pour le Développement DurablE deuxième génération), co-financé à parité par la Région Midi-Pyrénées et l’ADEME, dans le cadre du Contrat de Projets Etat-Région 2007-2013. Les éléments marquants et quantifiés, au plan énergétique, des objectifs
environnementaux et énergétiques applicables à la région Midi-Pyrénées seront traduits dans les scénarios d’études avec le modèle ETEM-MIP.
Base de données énergétiques : situation actuelle
Dans la section qui suit, nous rappelons les chiffres qui servent de point de départ à la
construction du modèle. Cependant, l’ensemble des informations nécessaire à la construction de la base est plus important : il comprend pour chaque technologie les coûts de fonctionnement fixes et variables, les couts d’investissement, la localisation lorsque cela est pertinent.
Extraction
En cours de production
Production d’électricité
L’ensemble de ces informations est disponible dans un fichier excel intitulé Production_MIPI.
« La production hydroélectrique (11 TWh) représente 39% de la production régionale d’électricité et 17% de la production électrique nationale. La région Midi Pyrénées se situe, ainsi, au deuxième rang de la production hydroélectrique française, du fait des nombreux équipements existants (676 centrales hydroélectriques en Midi-Pyrénées). »[ORE06]
Tableau 1 Répartition de la production électrique en Midi-Pyrénées (OREMIP)[ORE06]
Type Production (TWh) %
Thermique classique 0.5 2
Cogénération 0.3 0.8
Nucléaire 16 58
Hydraulique 10 39
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Eolien 0.06 0.2
Tableau 2- Production nette d’électricité en Midi-Pyrénées en 2006 et 2007 (GWh) (source INSEE)
Midi-Pyrénées Midi-Pyrénées
31.12.2006 31/12/2007
Production nette totale 27'281 28'546
Production d'électricité primaire 26'478 28'018
Production d'électricité nucléaire 17'951 19'415
Production d'électricité hydraulique 8'462 8'474
Production d'électricité éolienne 64 129
Production d'électricité solaire photovoltaïque 0 0
Production d'électricité thermique (classique et nucléaire) 18'754 19'943
Production d'électricité thermique classique hors cogénération 339 59
Production d'électricité thermique classique en cogénération 464 469
Source : SOeS.
Tableau 3- Infrastructures électriques en 2006 et 2007 (nombre /MW)(Source INSEE)
Midi-Pyrénées Midi-Pyrénées
31/12/2006 31/12/2007
Nombre d'installations 541 540
Nombre d'installations hydrauliques 493 495
Nombre d'installations thermiques classiques (hors cogénération)
27 24
Nombre d'installations thermiques classiques (en cogénération) 21 21
Puissance installée totale (en MW) 7'791 7'619
Puissance installée nucléaire 2'620 2'620
Puissance installée hydraulique 4'648 4'655
Puissance installée éolienne 30 95
Puissance installée solaire photovoltaïque 0 0
Puissance installée thermique hors cogénération 374 120
Puissance installée thermique en cogénération 119 130
Source : SOeS.
Nucléaire (onglet NUCL du fichier excel)
Dans la région Midi-Pyrénées, il faut prendre en compte la centrale nucléaire de Golfech [EDF11]. A noter que lors de la canicule de 2003 [ASN03], la température des eaux rejetées par la centrale a dépassé la limite autorisée mais qu’une dérogation a été accordée à cause de la contrainte sur le réseau6. Cet aspect va être abordé dans le cadre du projet ETEM-AR (aspect adaptation).
6 http://www.asn.fr/index.php/content/view/full/126908, “La persistance des conditions
météorologiques caniculaires et les enjeux de sécurité du réseau électrique national ont conduit l'Autorité de sûreté nucléaire à modifier temporairement, à la demande d'EDF, les conditions de rejets de la central”
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Tableau 4- Caractéristiques de la centrale de Golfech [EDF11],[EDF12]
Prod. 2006 Prod.
2011 Prod.
2010 Disp. Début P
17,992 TWh
18,67 Mia kWh
17.97Mia kWh
85.2% (2010)
89.9% (2011)
1991 (unite 1) 1994 (unite 2)
1300MW
Hydraulique (onglet HYD du fichier excel)
Tableau 5- Centrales hydroélectriques par départment (source: OREMIP, autres données)
Limite petites-grandes (kW)
10000
Puissance p. centrales (kW)
Puissance g. centrales (kW)
Total (kW)
Ariège 9 Foix 128930 771356 900286
Aveyron 12 Rodez 69829 2859745 2929574
Haute-Garonne 31 Toulouse 97536 0 97536
Gers 32 Auch 2876 0 2876
Lot 46 Cahors 58961 146284 205245
Hautes-Pyrénées 65 Tarbes 135165 615050 750215
Tarn 81 Albi 96456.7 274300 370756.7
Tarn-et-Garonne 82 Montauban
17817 94000 111817
Tableau 6- Production hydroélectrique en Midi-Pyrénées en GWh (source OREMIP)
Autres renouvelables (onglets EOL, PV du fichier excel)
Tableau 7- Infrastructures d’énergie renouvelable en 2007. Unités : nombre, MW, m2, Source INSEE
Midi-Pyrénées
France métropole
Région / France métropole
Parc éolien terrestre
Nombre d'installations éoliennes 43 546 7.9
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Nombre d'éoliennes 95 1'540 6.2
Puissance totale du parc (MW) 139 2'440.4 5.7
Superficie de panneaux solaires (en m²) 85'494 932'057 9.2
Sources : Observatoire de l’énergie, Pégase ; syndicat des énergies renouvelables
Thermique (onglet THE du fichier excel)
2005
Puissance installée thermique hors cogénération (MW) 380
Puissance installée thermique en cogénération (MW) 110
Autres transformations secondaires
En cours de production
Production de chaleur et de co-génération
En cours de production
Transport de l’énergie
En cours de production
Bâtiments résidentiels
Le détail des informations est disponible dans un fichier excel intitulé Demandes_Residentiel_MIPI.
Rappel: Les demandes
DEMANDES RESIDENTIELLES
Chauffage résidentiel maison (maison moyenne existante) D_RMA_CHF
Chauffage résidentiel immeuble (immeuble moyen existant) D_RIA_CHF
Chauffage résidentiel nouvelle maison (sur base des normes actuelles BBC, etc.) D_RMN_CHF
Chauffage résidentiel nouvel immeuble (idem) D_RIN_CHF
Eau chaude sanitaire maison D_RMA_ECS
Eau chaude sanitaire immeuble D_RIA_ECS
Utilisation domestique hors chauffage, eau chaude, éclairage et climatisation (éclairage, appareils électro ménagers, électroniques, etc.)
D_RES_ELE
Climatisation résidentielle D_RES_CLI
Eclairage résidentiel D_RES_ECL
Demande de chauffage et d’eau chaude sanitaire (onglet CHF et ECS du fichier excel)
32 | P a g e
Nous utilisons le recensement de la population de Midi-Pyrénées (INSEE 2008), les données de l’OREMIP ainsi que le rapport de l’Observatoire régional de l'énergie et des gaz à effet de serre de Poitou-Charente pour estimer les technologies installées (ces informations ne sont pas disponibles à notre connaissance pour la région Midi-Pyrénées mais nous continuons cependant nos recherches).
La demande de chauffage est de 52.6PJ (OREMIP) qui se répartit ainsi :
PJ
D_RMA_CHF 44.20
D_RIA_CHF 3.83
D_RMN_CHF 4.17
D_RIN_CHF 0.49
Les capacités de technologies installées ont été calculées selon le type d’habitation
PJ MAISONS
<1990 MAISONS
>1990 APPART
< 1990 APPART
> 1990
Chauffage au gaz de ville ou de réseau 12.35 1.16 1.95 0.25
Chauffage au fioul 7.57 0.71 0.23 0.03
Chauffage à l'électricité 10.34 0.97 1.50 0.19
Chauffage au gaz de bouteille ou citerne 2.19 0.21 0.00 0.00
Chauffage autres combustibles 11.75 1.11 0.15 0.02
Nous avons également évalué quelle part de chaque technologie fournit de l’eau chaude
en plus de la chaleur. Pour le moment le chauffage urbain n’est pas considéré. Pour l’eau chaude sanitaire, les demandes sont
Consommation d'eau chaude 7.52037849 PJ
D_RMA_ECS 5.041420218 PJ
D_RIA_ECS 1.661814012 PJ
Et les technologies installées :
ECS MAISONS
(PJ) ECS APPART.
(PJ)
Cumulus 2.7769 0.8371
Chaudière a gaz pour chauffage et eau 1.1829 0.7118
Chaudière a gaz pour eau seule 0.0264 0.0063
Chaudière a fioul pour chauffage et eau 0.5529 0.0632
Chaudière a fioul pour eau seule 0.0969 0.0130
Chaudière a propane pour chauffage et eau 0.2099 0.0000
Chaudière a propane pour eau seule 0.0402 0.0019
Demande d’électricité hors besoins thermiques, climatisation et éclairage (onglet AL_ELC du fichier excel)
Pour cela nous nous basons sur la prospective OREMIP (scénario tendanciel, hypothèses nationales relatives à l’électricité spécifique) et sur des données ADEME/EDF pour la répartition des consommations. On arrive à un consommation de 11.67PJ en 2005.
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Demande de climatisation résidentielle (onglet CLIM du fichier excel)
Nous nous basons sur le rapport «la climatisation dans les secteurs résidentiel et tertiaire en Midi-Pyrénées, rapport final 2008 » et « RTE, Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande de l’électricité en France » édition 2007 ; CEREN ». La demande de climatisation en 2005 est de 0.07PJ.
Eclairage résidentiel (onglet ECL du fichier excel)
Nous utilisons les données de l’INSEE et la base de données de l’OREMIP pour trouver une demande d’éclairage de 1.6PJ en 2005.
Tertiaire
Rappel : les demandes
COMMERCIAL
Chauffage (commercial) PJ/an D_COM_CHF
Appareils électriques (éclairage, électronique, etc.) PJ/an D_COM_ELE
Eau chaude sanitaire commerces PJ/an D_COM_ECS
Climatisation des commerces PJ/an D_COM_CLI
Chauffage et eau chaude sanitaire (onglets CHF et ECS du fichier excel)
Les données de l’INSEE et de l’OREMIP nous donnent la demande de chauffage en 2005,
soit 16.57PJ. Nous avons également calculé les capacités installées :
Technologie Capacité (PJ) en 2005
Cumulus 3.033710012
Chaudière a gaz pour chauffage et eau 6.456795424
Chaudière a gaz pour eau seule 0.057128991
Chaudière a fioul pour chauffage et eau 4.075769869
Chaudière a fioul pour eau seule 0.836740503
Chaudière a propane pour chauffage et eau 0
Chaudière a propane pour eau seule 1.025806902
Appareils électriques (onglet AL_ELC du fichier excel)
La demande est de 13PJ en 2005 (données OREMIP et INSEE).
Climatisation des commerces
La demande est évaluée d’après des données CEREN 2008 pour le compte de l’OREMIP, elle vaut 1.93PJ en 2005.
Industrie
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En cours de production
Transport de personnes7
Rappel: Les demandes
TRANSPORT
TRANSPORT URBAIN PASSAGER
Bus D_TUP_BUS
Tramway D_TUP_TRW
Métro D_TUP_MET
voiture (trajet urbain) D_TUP_VOI TRANSPORT INTER-URBAIN PASSAGER
Car D_TIP_CAR
voiture (trajet inter-urbain) D_TIP_VOI
train passager D_TIP_TRA AUTRE TRANSPORT
Camion D_TAT_CAM
Train fret D_TAT_TFR
Transport fluvial D_TAT_FLU
Transport aérien D_TAT_AER
Deux-roues D_TAT_DEU
Le détail des informations est disponible dans un fichier excel intitulé TRANSPORT_MIPI.
Véhicules individuels (urbain et extra-urbain, voir onglet VP du fichier excel)
Nous allons différencier entre transport urbain et extra-urbain, notamment pour prendre
en compte de possibles restrictions du trafic urbain. Pour les capacités résiduelles, nous allons
utiliser un temps de vie de 12 ans [ETS10]. Nous utilisons également les distances parcourues
(voir transport_2007.xls fourni par l’OREMIP).
Demandes mkm-veh/j
D_TUP_VOI 9701.321244
D_TIP_VOI 55541.66404
jgvjvbjbvFFF
Demandes mkm-veh/j
D_TUP_VOI 9701.321244
D_TIP_VOI 55541.66404 dFFCECI N Cec
Ceci nous donne les demandes pour 2005
Demandes mkm-veh/j
7 Les données et calculs sont détaillés dans le fichier Excel Transport_MIPI
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D_TUP_VOI 9701.321244
D_TIP_VOI 55541.66404
Transport en bus (onglet bus du fichier excel)
Nous prenons en compte le transport urbain dans les illes de Rodez, Toulouse, Auc, Cahors, Tarbes, Albi et Montauban. Ceci nous donne les demandes
Demandes mkm-veh/j
D_TUP_BUS 59054.65833
Transport par métro (onglet MET du fichier excel)
La demande en métro est limitée à Toulouse pour une demande de (source Tisséo)
Demandes mkm-veh/j
D_TUP_MET (2010) 13150
Transport par trammway (onglet TRA du fichier excel)
La capacité en trammway actuelle est inexistante mais nous prenons en compte les projet pour la ville de Toulouse ce qui donne :
Demandes mkm-veh/j
D_TUP_TRW (2010) 3160
D_TUP_TRW (2014) 5460
Transport par camion (onglet CAM du fichier excel)
Les informations de transport de l’OREMIP (2007) nous donnent
Demandes mkm-veh/j
D_TAT_CAM (2005) 13282.685
Transport par rail (fret et passagers) et par avion (fret et passagers)
Cet aspect devra être abordé en détails avec nos partenaires de l’OREMIP, pour décider du
type de demande à représenter, de la manière de comptabiliser les émissions du transport
inter-régional etc.
Agriculture, demande agrégée, D_AGR_AGG
Les consommations de base sont données par le Kit Energie de l’Insee pour 2005 (voir fichier excel). Pour 2009 on pourra par exemple continuer la tendance ou trouver le chiffre. Pour le moment on va prendre 9.7855 PJ en 2005.
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Annexe Technique 3. Scénarios futurs
Dans un modèle tel qu’ETEM, l’objectif de l’optimisation est de satisfaire, à moindre coût
et en respectant toute contrainte ajoutée (limite d’émissions, pourcentage minimal d’énergies renouvelables, etc.), les demandes en services énergétiques, telles que les kilométrages à effectuer en voiture, les besoins de chauffage et de climatisation, les productions industrielles etc. Ces demandes dépendent de facteurs socio-économiques (croissance de population, PIB, évolution du réseau routier, etc.), environnementaux (températures futures notamment), et des politiques mises en œuvre.
Cette annexe technique décrit les hypothèses qui sous-tendent la construction des
demandes futures, et amorce la réflexion sur des scénarios à analyser avec ETEM-MIP.
Tendances des fondamentaux socio-économiques et demandes utiles futures
Les hypothèses utilisées pour construire les demandes futures de la région Midi-
Pyrénées reposent sur deux sources d’information principales, et sont en cours de validation avec les partenaires de la région :
Enerdata (2011). Scénarii prospectifs énergie - climat - air de référence concernant la France dans un cadre européen et international à l’horizon 2030. Document de synthèse. http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/11-0362_5A_ET_note_synthese_sc_pros_v3.pdf
OREMIP (2009). Prospective énergétique à horizon 2030 en Midi-Pyrénées : scénarii tendanciel et Grenelle. Restitution des travaux. http://www.oremip.fr/ (Publications)
Ces études représentent un scénario de référence (appelé « Scénario Pré-Grenelle »
dans l’étude d’Enerdata, et « Scénario Tendanciel » dans les scénarios de l’OREMIP) et un ou plusieurs scénarios incluant différents niveaux de mesures ou d’objectifs liés aux mesures de Grenelle. Des scénarios similaires seront évalués avec ETEM-MIP. À cette étape du projet,
ces rapports sont utilisés pour extraire les hypothèses relatives à l’évolution des déterminants des demandes utiles.
La construction des scénarios de demande pour ces usages spécifiques est encore
en cours. Les données qui suivent sont préliminaires, visant à construire les demandes.
Population
Trois scénarios ont été développés par l’INSEE (OREMIP, 2009):
scénario central : le calcul des quotients migratoires est basé sur la période 1990-2005 (quotient maintenu sur la période de projection)
scénario alternatif : le calcul des quotients migratoires est basé sur la période 1975-1990 (quotient maintenu sur la période de projection)
scénario sans migration : les quotients migratoires sont nuls
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Figure 1 : Scénarii démographiques pour Midi-Pyrénées à horizon 2030
Le scénario central est retenu, reconnu comme étant le plus probable. Ainsi Midi-Pyrénées devrait compter 3,3 millions d’habitants en 2030.
Tableau 1 : Projection de population (scénario central) pour Midi-Pyrénées à horizon 2030 (OREMIP, 2009)
Croissance économique (croissances macro-sectorielles de la région)
Données régionales en cours de production.
Prix des énergies
Les prix des énergies importées sont fondés sur les projections les plus récentes de l’Agence Internationale de l’Energie (scénario « Current Policies ») (IEA, 2011).
Tableau 2. Prix de l’énergie (IEA, 2011)
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Quant à l’électricité, l’hypothèse d’une baisse du prix de l’électricité pour le résidentiel, en euros constants, est une hypothèse retenue systématiquement dans tous les exercices prospectifs en France et qui vient du poids très important du nucléaire dans la production d’électricité.
Résidentiel
L’évolution de la demande énergétique du résidentiel est fonction de l’évolution de la
structure du parc de résidences principales et du nombre de logements. Le nombre de résidences principales augmente plus vite que la population en raison de la diminution de la taille des ménages. Ces projections sont estimées comme suit :
Tableau 2 : Projection de logements : structure du parc de logements de Midi-Pyrénées (OREMIP, 2009)
Tableau 3 : Evolution de la structure du parc de logements (IC = collectif ; MI = maison individuelle) de Midi-Pyrénées (OREMIP, 2009)
Le modèle déterminera, de manière endogène, les équipements préférés (et donc leur
efficacité) pour satisfaire les demandes, en fonction des contraintes imposées (réduction des émissions, économie d’énergie, etc.). En effet, la base de données technologiques disponible comprend des technologies aux caractéristiques différentes (efficacité, type d’énergie, coût) parmi lesquelles le modèle « choisit » pour satisfaire les demandes. Toutefois, il faut définir les demandes utiles pour les différents types de services énergétiques associés aux bâtiments : Chauffage (fonction des degrés-jours et de la performance thermique des
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bâtiments), Climatisation (fonction des degrés-jours, du taux d’équipement et de la
performance thermique des bâtiments), Eau chaude, Éclairage. Au plan du chauffage, la région Midi-Pyrénées est entièrement incluse dans la région
climatique H2. Figure 1 : Régions climatiques prises en compte dans la RT2012, [MDL10]
Source: MEDDTL [Ene11] Le taux de climatisation est de 5,1%. Bien que supérieur au taux moyen observé en
France métropolitaine, il reste en dessous de la zone climatique méditerranéenne (exemple, 36% en Espagne), et une accélération du taux d’équipement peut être attendue dans l’avenir. OREMIP (2009) prévoit que 20 % des logements disposeront de systèmes d’air climatisé d’ici 2030.
Les besoins unitaires d'eau chaude sanitaire par personne sont supposés suivre
l'évolution suivante [Ene11]: Cette hypothèse intègre le développement de nouveaux usages dans les salles de bain (jacuzzi, spa…) et la diminution du nombre de personnes par logement (déperdition, surdimensionnement des installations).
Tableau 8 : Evolution des besoins individuels d'eau chaude sanitaire [Ene11]
1990 2005 2010 2020 2030
Indice 1 1,23 1,30 1,40 1,50
Tertiaire
L’approche proposée par OREMIP (2009) est maintenue. Ainsi, la demande énergétique
est structurellement déterminée par les surfaces de locaux du tertiaire (chauffées et
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climatisées). Cependant, peu de données relatives aux surfaces de locaux sont disponibles. Si on suppose que le ratio m2 par emploi de locaux est stable par branche d’activités (groupes homogènes), il est envisageable de raisonner à partir des emplois par branche. Autrement dit, il est considéré que la demande en services énergétiques est structurellement déterminée par l’emploi pour le secteur tertiaire.
Le ratio m2/emploi est considéré stable par branche. Autrement dit, la surface de
bureaux est structurellement déterminée par l’emploi pour le secteur tertiaire. Les données suivantes seront validées avec les partenaires régionaux (données plus récentes éventuellement disponibles).
Tableau 5. Ratio m2/emploi par branche d’activités du tertiaire (OREMIP, 2009)
Concernant la climatisation, la part des « emplois climatisés » est estimée évoluer
comme suit :
Tableau 6. Part des emplois climatisés (OREMIP, 2009)
Industrie
L’analyse du secteur industriel de Midi-Pyrénées, fait ressortir des spécificités très fortes. Ainsi, l’application des hypothèses nationales d’évolution des branches d’activités au tissu régional n’est pas réaliste (OREMIP, 2009). Des données spécifiques sur les projections d’activités sectorielles sont en cours de collecte auprès des partenaires régionaux.
Transport
Les demandes utiles futures en matière de déplacement automobiles dépendent des
stocks de véhicules et des distances moyennes annuelles parcourues. La demande utile du transport aérien est fonction du nombre de passagers. La demande utile du transport
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ferroviaire et fonction du nombre de passagers et du fret transporté, et du kilométrage effectué.
Tandis que la situation existante est définie selon les données régionales, les
projections sont définies en suivant les projections nationales (Enerdata, 2011). Différents scénarios de demandes utiles seront évalués dans les scénarios d’étude, représentant différentes hypothèses de transfert model.
Tableau 7 : Projections de trafic En cours de production
Définition des scénarios d’études
Les analyses réalisées avec un modèle tel qu’ETEM incluent généralement la
comparaison des résultats entre plusieurs scénarios. C’est d’ailleurs plus la comparaison de scénarios distincts, plus que l’analyse isolée de scénarios, qui fournit les conclusions les plus intéressantes. De plus, il faut se rappeler que l’objectif n’est pas de « prévoir » le futur, mais d’ « explorer » ce que le futur pourrait être.
Ainsi, les scénarios d’études doivent tout d’abord inclure un scénario de référence,
auquel les autres scénarios sont comparés. La règle essentielle de définition des scénarios est que les hypothèses ou contraintes considérées dans le scénario de référence doivent être maintenue dans tous les scénarios ; d’autres hypothèses ou contraintes sont bien sûr ajoutées dans les nouveaux scénarios, mais le retrait des hypothèses ou contraintes du scénario de référence créeraient une distorsion nuisant à l’analyse des résultats et donc à la formulation de recommandation en vue de l’aide à la décision. En effet, dans un tel cas, les résultats peuvent être dus soit aux nouvelles contraintes ajoutées, soit aux contraintes retirées du scénario de référence. Il devient donc difficile de conclure sur les mesures à mettre en œuvre.
C’est une des raisons pour laquelle il est recommandé d’éviter d’inclure dans le scénario
de référence toute mesure, politique ou contrainte que l’utilisateur pourrait vouloir ne pas inclure dans certains scénarios. Autrement dit, il est recommandé qu’au plus, les mesures et politiques déjà décidées et implantées, soient représentées dans le scénario de référence. Toute autre mesure ou politique peut être représentée dans des scénarios alternatifs.
Les scénarios présentés dans les études prospectives de l’OREMIP (2009) et d’Enerdata
(2011) constituent un point de départ pertinent pour la définition de scénarios à étudier avec ETEM-MIP. Ils sont brièvement décrits ci-dessous, à titre illustratif.
En plus de tels scénarios avec contrainte environnementale ou énergétique, différents
contextes climatiques seront pris en compte dans les scénarios, permettant d’étudier les relations entre adaptation et atténuation dans le secteur énergétique. Les deux scénarios couramment utilisés, A2 et B2, sont pressentis (voir Annexe Technique 6).
La définition des scénarios se fera avec les partenaires régionaux.
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Encadré : Scénarios définis par Enerdata (2011)
Scénario « avec mesures existantes » ou « Scénario AME ». Le scénario « avec mesures existantes», ou « à caractère tendanciel » complet, indique la trajectoire de la demande d‟énergie, de l‟offre énergétique que devraient induire toutes les mesures visant la réalisation des objectifs énergétiques français, et la réduction des émissions de gaz à effet de serre effectivement adoptées ou exécutées avant le 1er janvier 2010.
Scénario « avec mesures supplémentaires (AMS), mesures Grenelle » ou « Scénario AMS mesures ». Ce scénario décrit l‟évolution du système énergétique français en prenant uniquement en compte les mesures visant spécifiquement la réalisation des objectifs énergétiques en matière de réduction des émissions de GES réellement décidées à ce jour, et leurs effets.
Scénario « avec mesures supplémentaires (AMS), objectif Grenelle » ou « Scénario AMS Objectif » Ce scénario indique la trajectoire de la demande d‟énergie et de l‟offre d‟énergie que pourrait induire la mise en oeuvre effective de toutes les mesures prévues visant spécifiquement la réalisation des objectifs énergétiques français, et la réduction des émissions de GES et de polluants atmosphériques, postérieures au premier janvier 2010. Ce scénario, en particulier, permet d‟atteindre les objectifs du Grenelle de l‟environnement qui lui-même permet d‟atteindre les objectifs du Paquet Climat Energie.
Figure : Bâtiment : tableau de correspondance entre mesures et scenarios [Ene11]
Industrie : tableau de correspondance entre mesures et scénarios
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Source : MEDDTL, cité par [Ene11]
Figure: Transports : tableau de correspondance entre mesures et scénarios
Source : MEDDTL
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Annexe Technique 4. Représentations géographiques
Infrastructures énergétiques
Dans le modèle ETEM-AR, lorsque cela est nécessaire pour représenter les impacts
des changements climatiques ou encore pour représenter les infrastructures sur le territoire de la région, nous représentons la localisation des technologies. Un paramètre de localisation (latitude-longitude) est en effet disponible. Nous utilisons des fichiers .kml génériques représentés ensuite sur google earth®. Cependant, ce type de fichier est également affichable sur d’autres systèmes, comme par exemple Geoportail® de l’IGN. Dans cette direction, l’idéal serait de publier nos données via le service de cartographie Carmen de la DREAL Midi-Pyrénées8.
Ci-dessous nous présentons la zone d’intérêt est mise en évidence (région Midi-
Pyrénées).
Production énergétique agrégée
Nous proposons deux niveaux de détails pour les informations géoréférencées. Tout
d’abord, un niveau ou les technologies de production sont agrégées géographiquement.
8 http://carmen.developpement-durable.gouv.fr/index.php?map=global.map&service_idx=23W
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Production nucléaire Production éolienne agrégée par département
Grandes centrales hydroélectriques (>10MW) agrégées par département
Petites centrales hydroélectriques (<10MW)
agrégées par département
Production photovoltaïque agrégée sur la région
Production thermique agrégée sur la région
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Production énergétique au niveau détaillé
Si nécessaire, nous avons également à disposition des données géoréférencées à un
niveau détaillé. Cela peut être utile lorsque les vulnérabilités sont différentes en fonction des localisations précises.
Production éolienne détaillée, données aimablement mises à disposition par l’ADEME, voir http://www.suivi-eolien.com/
Centrales hydroélectriques en détail. La taille du symbole est une fonction logarithmique de la puissance installée: plus le rectangle bleu est grand, et plus la puissance installée est importante. Les plus gros symboles correspondent à des puissances de l’ordre de 500MW.
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D’autres informations géo-référencées sont également disponibles, fournies par
l’OREMIP (ci-dessous), et sont en cours de mise à jour dans le cadre du projet.
Source : http://www.oremip.fr/ (cartes).
Données prochainement disponibles en format géoréférencé.
Données et vulnérabilités climatiques
Ces données sont en cours de production.
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Annexe Technique 5. Vulnérabilité climatique du secteur énergétique : vue d’ensemble
Liens changements climatiques – systèmes énergétiques
De part sa contribution aux émissions de gaz à effet de serre, le secteur énergétique est
généralement plutôt associé aux politiques d’atténuation qu’aux enjeux d’adaptation du secteur face aux changements climatiques. Toutefois, la prise en compte des impacts potentiels des changements climatiques sur le secteur énergétique tend maintenant à se développer, étant donné d’une part, les risques d’impacts non négligeables sur les systèmes énergétiques que représentent les variations climatiques moyennes et extrêmes, et d’autre part, les effets croisés possibles entre les politiques d’atténuation dans le secteur énergétique et la résilience climatique du secteur, certaines options énergétiques à faibles émissions pouvant présenter une vulnérabilité climatique importante.
Rappelant l’importance de tenir compte de ces risques à long terme étant donné la
longue durée de vie de nombreuses infrastructures énergétiques, le récent rapport de la Banque Mondiale (Ebinger and Vergara, 2011) présente une vue d’ensemble des liens potentiels entre les changements climatiques futurs et le secteur énergétique (Tableaux 1 et 2, en anglais):
Changements des besoins saisonniers de chauffage et climatisation : probable
augmentation des besoins d’énergie pour le rafraîchissement en été et baisse des consommations de chauffage en raison d’hivers plus doux ;
Modification de l’efficacité des installations requérant refroidissement (centrales thermiques, centrales nucléaires, procédés industriels, etc.);
Risques de dégradation, rupture et destruction d’installations de production et de desserte lors d’événements extrêmes (inondations, tempêtes, etc.) ;
Variation des potentiels d’énergie renouvelable ;
Liées à plusieurs des impacts précédents, difficulté potentielle de satisfaction des besoins en été dans certaines régions où la production pourrait être réduite à cette saison (centrales thermiques et nucléaires, hydroélectricité) tandis que la demande pourrait augmenter.
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Tableau 1. Paramètres climatiques influençant le secteur énergétique (Ebinger and Vergara, 2011)
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ableau 2. Principales vulnérabilités du secteur énergétique face aux changements climatiques (Ebinger and Vergara, 2011)
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Impacts possibles sur le secteur électrique
Le secteur électrique est souvent au cœur des études réalisées sur la vulnérabilité
climatique du secteur énergétique.
Par exemple, Eskeland et Mideksa (2011) confirment les diminutions des demandes de chauffage des pays d’Europe du nord et l’augmentation des demandes de climatisation des pays d’Europe du sud, pour lesquels cette augmentation est estimée largement dépasser la baisse de chauffage.
Mima and Criqui (2009) évaluent la diminution de la demande de chauffage en Europe
(EU27) à 17% en 2050 et 35% en 2100 pour une augmentation de 2C. Linnerud et al. (2011) estiment les impacts des changements climatiques sur l’efficacité des
centrales nucléaires: une augmentation de 1C est considérée réduire la production d’une centrale nucléaire de 0.5% à 2.3% (selon la température moyenne de base) à cause de la baisse d’efficacité thermique et des arrêts plus fréquents dus aux périodes extrêmes de sécheresse ou vagues de chaleur (réglementations sur la température de l’eau par exemple). Förster et Lilliestam J. (2010) proposent différentes mesures d’adaptation pour limiter ces impacts, tels que : le choix de technologies de refroidissement plus efficaces, la planification temporelle judicieuse des périodes de révision des centrales, le choix de sites appropriés et l’installation de centrales de plus petite taille dans le cas de nouvelles installations. Le Groupe interministériel « Impacts du changement climatique, adaptation et coûts associés en France » (2009) considère que le secteur énergétique a déjà renforcé les mécanismes et mesures de gestion des grandes chaleurs, suite à la canicule de 2003.
« Les mesures d’adaptation prises ont été d’ordre organisationnel (arrêt programmé de tranche, déplacement des calendriers des travaux d’entretiens de certaines unités, meilleure anticipation des achats de capacités manquantes aux pays tiers, effacements volontaires, information du public, amélioration des interconnexions) et technique (investissement dans des équipements de refroidissement supplémentaires, nettoyage et rénovation des circuits de refroidissement existants, etc.). Le secteur énergétique estime aujourd’hui être préparé à faire face à d’éventuelles nouvelles vagues de chaleur, mais il est malgré tout difficile d’avoir des données très précises sur les coûts des mesures d’adaptation opérées car beaucoup de ces données sont protégées par le secret industriel; plusieurs opérateurs ont déjà intégré ces coûts dans leurs schémas actuels de fonctionnement et ne les considèrent plus comme des coûts d’adaptation; les coûts d’adaptation des futurs ouvrages pour résister aux canicules seraient difficiles à individualiser du coût global : le respect des normes actuelles inclut déjà une partie de ces surcoûts ».
Rubbelke and Vogele (2011) explorent les impacts possibles sur les prix des stratégies d’adaptation autonome de la production d’électricité, au niveau Européen, sous l’effet d’augmentation de la température, c'est-à-dire la réduction de la production dans certains pays tels que la France, compensée par l’importation d’électricité dont la production augmente dans d’autres. Les impacts sur les prix de l’électricité pourraient être majeurs.
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Au plan des pertes techniques de transport et distribution, une augmentation de 2°C correspondrait à des pertes supplémentaires liées aux caractéristiques du réseau de moins de 0.1% de l’électricité consommée (http://www.leonardo-energy.org ). Le Projet ADAM (Tableau 3) fournit également les augmentations de pertes, à lire ainsi : si un réseau a des pertes de 8% de l’électricité délivrée, et si l’augmentation de température résulte en une augmentation de 0.7% des pertes, alors on obtient un total de pertes additionnelles de 0.7x8=0.06% de l’électricité délivrée. Finalement, si on prend 4°C comme augmentation de température, alors on double les pertes par rapport à 2°C (relation thermique purement linéaire), donc cela reste faible. Les risques associés aux ruptures de réseau suite à des événements extrêmes ou feux de forêts sont considérés plus significatifs.
Tableau 3. Pertes électriques additionnelles sur le réseau (Jochem et Schade, 2009)
On notera que pour le secteur gazier, l’impact sur les infrastructures ne devrait pas être significatif : le stockage et le réseau de transport gazier sont déjà enterrés. Pour le secteur des produits pétroliers, les infrastructures de distribution sont majoritairement enterrées et ne devraient donc pas subir de contrainte particulière (Groupe interministériel « Impacts du changement climatique, adaptation et coûts associés en France », 2009)
On notera aussi que certaines des études concentrées sur le secteur électrique ne prennent toutefois pas en compte les effets potentiellement induits sur les autres composantes du secteur énergétique. L’utilisation d’un modèle énergétique intégré tel qu’ETEM permet de compenser cette faiblesse. Par exemple, utilisant le modèle MARKAL, de la même famille d’ETEM, Seljom et al. (2011) ont évalué les impacts des changements climatiques sur le système énergétique complet de la Norvège, montrant la réduction de la demande de chauffage, dominant l’augmentation de la demande de climatisation, et facilitant la pénétration de véhicules électriques dans les transports, grâce à la diminution des coûts de production électrique.
Vulnérabilité des énergies renouvelables
Le rapport recent du GIEC sur les énergies renouvelables (IPCC, 2011) reconnaît que
“climate change will have impacts on the size and geographic distribution of the technical potential for renewable sources, (...) though the precise nature and magnitude of these impacts is uncertain”. Plus spécifiquement, les impacts globaux d’une augmentation de température sont estimés faibles pour l’énergie solaire, la bio-énergie, l’énergie éolienne et l’hydroélectricité, et non signifiant pour la géothermie et l’énergie marine. Toutefois, des variations importantes sont attendues au plan régional. Malgré ce constat, du fait du niveau élevé d’incertitudes associées à ces travaux, Moriarty and Honnery (2012)
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considèrent que la seule existence de risque potentiel devrait motiver le développement des énergies renouvelables, puisque plus on attend, plus le potentiel renouvelable risque d’être affecté par les changements climatiques.
En ce qui concerne l’hydroélectricité, des modifications saisonnières de débits sont attendues, dépendant des régions (Lehner et al., 2005; Kirkinen et al., 2005 ; Mukheibir, 2007 ; Iimi, 2007). À l’échelle globale, pour le scenario SRES A1B, Hamududu and Killingtveit (2012) estiment des changements de production dus aux changements climatiques, avec des diminutions toutefois plus marquées dans les régions méditerranéennes. En France, le Plan national d’adaptation au changement climatique (MEDDTL, 2011) mentionne la possibilité d’une forte diminution généralisée sur la France des débits moyens en été et en automne, des étiages plus précoces et sévères sur l’ensemble du pays, mais une augmentation des débits en hiver sur les Alpes et le Sud-Est, des changements bien plus modérés des débits intenses que des débits moyens. Le groupe interministériel « Impacts du changement climatique, adaptation et coûts associés en France » (2009) fournit les estimations suivantes :
Tableau 4. Estimation des variations de débits en France (Groupe interministériel
« Impacts du changement climatique, adaptation et coûts associés en France », 2009)
Le GIEC (IPCC, 2011) insiste par ailleurs sur les usages concurrentiels de l’eau et possibilités de conflits futurs face à une ressource peut-être plus rare. Finalement, la prise en compte de l’incertitude est d’autant plus importante que les centrales hydroélectriques ont une longue durée vie, et peuvent donc être exposés aux changements climatiques futurs (Moriarty and Honnery, 2012). Au plan technique, les impacts des changements climatiques sur la ressource hydroélectrique se traduisent par les variations de débits des cours d’eau, selon la formulation suivante :
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En ce qui concerne les ressources éoliennes et solaires, les études disponibles considèrent que l’irradiation solaire varierait de moins de 1%, avec toutefois un niveau d’incertitude entre très élevé (IPCC, 2011). L’efficacité des panneaux photovoltaïques pourrait aussi être affectée par une plus haute température (Ebinger and Walter, 2011; Moriarty and Honnery, 2012). Le groupe interministériel « Impacts du changement climatique, adaptation et coûts associés en France » (2009) estime par ailleurs que :
« pour le photovoltaïque, l’effet du changement climatique sur l’incidence lumineuse est difficile à estimer, l’effet nébulosité pouvant être important et d’autant que le rendement par rapport à la luminosité varie selon les types de cellules solaires utilisées. L’effet de la température sur le rendement des cellules serait de l’ordre de -0,5% par degré supplémentaire : au vu de la progression technologique continue des rendements de ces cellules, la perte par effet chaleur de 0,5% par degré semble assez marginale. »
La variabilité saisonnière de la ressource éolienne serait, quant à elle, le facteur ayant le plus d’impact sur le design et l’opération des centrales éoliennes (Ebinger and Walter, 2011; IPCC, 2011). Il faut aussi noter que les infrastructures de production en énergie solaire et éolienne ont une durée d’exploitation plus courte que les centrales énergétiques classiques: elles peuvent donc techniquement être redéployées plus facilement sur des sites aux conditions de production plus favorables en cas de modification profonde du climat (adaptation) (MEDDTL, 2011).
Les impacts des changements climatiques sur les ressources énergétiques en biomasse sont liés aux pratiques agricoles et forestières et à la disponibilité de la ressource eau (incluant les usages concurrentiels de la ressource). Au plan mondial, Haberl et al. (2011) estiment que le potentiel disponible est de 64 à 161 EJ/yr in 2050, selon les impacts des changements climatiques.
Infrastructures en zones inondables
Selon les travaux du groupe interministériel « Impacts du changement climatique,
adaptation et coûts associés en France » (2009), seules deux plateformes nucléaires ont une altitude inférieure à 10 mètres : Gravelines (5,16m) et le Blayais (4,5m). Ces centrales ont déjà subi les adaptations nécessaires, sous forme de renforcement de digues ou de mise en place de murets de protection. Pour les autres centrales, leur altitude actuelle les rend moins exposées à la remontée du niveau de la mer.
Pour le secteur du gaz, les terminaux méthaniers devront prendre en compte cette
contrainte lors de leur reconstruction (les terminaux actuels seront déjà remplacés à l’horizon 2050).
Pistes d’adaptation et opportunités
L’adaptation est définie dans le Troisième Rapport d’évaluation du GIEC comme
l’«ajustement des systèmes naturels ou humains en réponse à des stimuli climatiques ou à leurs effets, afin d’atténuer les effets néfastes ou d’exploiter des opportunités bénéfiques ».
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Elle peut se traduire par des mesures ex-ante pour limiter l’exposition aux risques, ou ex-post, grâce à des moyens de remise en état rapide.
Les mesures d’adaptation relèvent de plusieurs types :
Adaptation technologique: par exemple, investissement dans des infrastructures de protection et d’amélioration de la résilience, promotion de technologies de refroidissement des procédés plus efficaces ;
Adaptation comportementale: par exemple, climatiser plus.
Adaptation opérationnelle : pr exemple, modifier le mode d’opération des centrales ;
Adaptation institutionnelle/stratégique : localisation des infrastructures, anticipation, information des acteurs.
Des opportunités de réduction de la vulnérabilité du secteur énergétique résident par
ailleurs dans : la promotion des économies d’énergie, le développement des options de stockage de l’énergie, l’implantation de réseaux intelligents facilitant l’ajustement de l’offre et de la demande, l’encouragement des énergies décentralisées et basées dans des zones moins vulnérables.
Il est important aussi d’éviter une situation de « maladaptation », c’est à dire à une
situation où la vulnérabilité aux aléas climatique se trouve paradoxalement accrue (par exemple, le recours massif à la climatisation active au lieu de l’investissement dans des matériaux limitant l’échauffement; transfert incontrôlé de vulnérabilité d’un système à un autre ou d’une période à une autre ; sur-adaptation (coût trop important) ou sous-optimale (risque trop important).
Les travaux réalisés dans le cadre de la seconde phase des activités du groupe
interministériel « Impacts du changement climatique, adaptation et coûts associés en France » (2009) fournissent des exemples de mesures d’adaptation dans le secteur de l’énergie en identifiant huit mesures prioritaires :
Développer les technologies de refroidissement de l’air ;
Améliorer les procédés de refroidissement des centrales énergétiques ;
Rendre les installations énergétiques plus robustes aux extrêmes climatiques ;
Généraliser le système de gestion des tranches (décaler les périodes d’entretien des centrales, gérer la demande pour effacer les pics de demande, renforcer les possibilités d’achat à l’étranger, etc.);
Renforcer les outils de modélisation de l’offre et de la demande en fonction du climat ;
Affiner le processus de gestion de crise ;
Identifier les structures sensibles à la remontée du niveau de la mer ;
Faciliter le développement d’un cadre bâti réduisant la demande d’énergie, notamment celle de climatisation.
Finalement, adaptation et atténuation s’inscrivent de plus en plus dans une démarche
conjointe. En effet, les vulnérabilités climatiques du système énergétique ont un double impact potentiel sur les émissions de gaz à effet de serre elles-mêmes. D’une part, certaines stratégies d’adaptation, telles que l’augmentation du recours à la climatisation, peuvent contribuer à augmenter les émissions de gaz à effet de serre. D’autre part, certaines options d’atténuation, telles que le développement des énergies renouvelables, s’avèrent elles-mêmes dépendantes des changements climatiques futurs, selon les régions où elles sont implantées. Un des défis reconnus au croisement des stratégies d’adaptation et d’atténuation réside dans la satisfaction des nouvelles pointes de demande électrique survenant en été, lorsque l’offre en électricité peut elle-même connaître des difficultés liées
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aux changements climatiques (production hydroélectrique et nucléaire possiblement ralenties sous l’effet de disponibilité restreinte en eau).
Perspective générique de modélisation
Le tableau suivant présente, de manière générique, les différents impacts climatiques potentiels sur le système énergétique et leur lien avec les paramètres du modèle ETEM. Il servira à définir la méthodologie d’insertion dans ETEM des vulnérabilités climatiques des différents éléments du système énergétique.
L’application spécifique à la région Midi-Pyrénées est discutée dans les sections
suivantes.
Tableau 5 : Perspective générique de modélisation des impacts potentiels du changement climatique sur le système énergétique
Paramètres climatiques
Variations possibles Impact sur le système énergétique
Paramètres du modèle concernés
Temp. Moyenne
Variation de la température moyenne de l'air et degrés-jours de climatisation (CDD) et chauffage (HDD) correspondants. Si possible par saison : Été, hiver, intermédiaire (printemps-automne).
a) Augmentation ou diminution des besoins de chauffage et de climatisation pour chaque saison : été, hiver, intermédiaire (printemps-automne), et en fonction de les caractéristiques thermiques des bâtiments b) Variation de l’efficacité de certaines technologies, telles que les centrales, les panneaux PV (les impacts sur le réseau électrique sont inclus dans une autre ligne du tableau).
a) Différents scénarios de demandes de chauffage et de climatisation, calculés en fonction des CDD et HDD. Variations possiblement importantes. À représenter en tenant compte d’au moins deux catégories de bâtiments (deux niveaux de qualité thermique). Les changements de demande de chauffage et de climatisation sont considérés proportionnels, dans un premier temps, aux changements de température (approche plus fine envisageable ultérieurement, incluant par exemple une accélération de la pénétration des climatiseurs) b) Efficacité des technologies. Faible impact.
Temp. Extrêmes
Variation des extrêmes: - augmentation des temp max (vague de chaleur par ex) et/ou variation du nb de jours concernés - diminution des temp min (vague de froid par ex) et/ou variation du nb de jours concernés
Augmentation ou diminution de la durée des pointes => il faut garantir la disponibilité de technologies pour pouvoir satisfaire ces pointes.
Réserve de capacité réservée pour la pointe. Enjeu important.
Temp.
Vents
Variation de la température et/ou Variation des vents
Modification de l’efficacité du transport de l’électricité
% pertes réseau Faible impact.
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Précip
Évap.
Evolution du régime de précipitations et d’évaporation, y compris risques de sécheresse => débit des cours d’eau
Variation du débit des cours d’eau, concurrence avec d’autres usages => variation possible du potentiel hydroélectrique total disponible => variation possible de la disponibilité saisonnière (plus élevée pour certaines saisons, moins élevée pour d’autres saisons)
Modification du potentiel total et/ou de la disponibilité saisonnière de l’hydro. Variations possiblement importantes au plan saisonnier, fortement dépendante des caractéristique locales (en MIP, il est estimé que la majorité des centrales hydroélectriques est en zone faiblement sensible aux variations climatiques futures – à confirmer).
Temp
Précip
Évap.
Augmentation des températures des cours d'eau et des lacs et/ou diminution du niveau des cours d’eau et des lacs, y compris risques de sécheresse
Impact sur le refroidissement des centrales (arrêts possiblement requis)
Diminution du facteur de disponibilité des centrales thermiques et nucléaires
Temp
Précip
Variation de température et de précipitations, y compris risques de sécheresse
Variation des rendements agricoles et donc de la biomasse-énergie disponible
Quantité et prix de la biomasse-énergie produite localement ou achetée à l’extérieur de la région
Vents
Variations vents Variation du potentiel éolien disponible, si possible par saison
Modification du potentiel disponible localement
Radiation
Variations ensoleillement / nébulosité
Variation du potentiel solaire disponible, si possible par saison
Modification du potentiel disponible localement
Extrêmes Risques de phénomènes climatiques extrêmes
Risques de ruptures de réseaux de transport d’électricité
Plusieurs options d’adaptation possible : - Ne donner au modèle que la possibilité d’investir dans des réseaux souterrains (moyennant investissements) pour toute nouvelle capacité de transport. - Ajouter un objectif de minimisation de l’utilisation du réseau HT aérien (autrement dit, privilégier la production décentralisée)
Temp
Précip
Variation température et précipitations
Modification des activités économiques locales : plus de tourisme en hiver par exemple
Modification des demandes en services utile
Temp Ilots de chaleurs Augmentation des besoins à un niveau très local
Non modélisés dans la version actuelle.
Temp Pics de pollution Modification de certaines activités : industries, transport
Non modélisés dans la version actuelle.
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Annexe Technique 6. Vulnérabilité climatique de la région Midi-Pyrénées
Scénarios climatiques
L’évaluation des impacts potentiels des changements climatiques sur le système
énergétique de la région requiert idéalement l’obtention de données climatiques détaillées localement (températures saisonnières, précipitations, vents) ainsi que de données géo-physiques (débits des rivières, température de l’eau). À défaut, des hypothèses de travail pourront être considérées dans l’étude des scénarios futurs du système énergétique de la région.
Le « rapport Jouzel » (Peings et al., 2011) constitue une première source d’information. Il
présente les changements climatiques futurs à l’échelle de la France, simulés à partir des modèles régionaux français du CNRM- Centre National de Recherches Météorologiques (ARPEGE-Climat) et de l’IPSL- Institut Pierre Simon Laplace (LMDz). Les données régionales sont obtenues par descente d’échelle dynamique, utilisant des modèles climatiques régionaux.
Les simulations des climats futurs présentées se basent sur deux scénarios d’émission, le
scénario B2, plutôt optimiste, et le scénario A2, plutôt pessimiste. Ces deux scénarios sont considérés représentatifs de l’éventail des scénarios d’émission réalisés par les experts du GIEC et respectent le choix adopté pour l’étude interministérielle sur l’évaluation des coûts du changement climatique et pour la concertation sur le premier plan national d’adaptation de 2010.
Les données disponibles couvrent, sur une base annuelle et saisonnière (4 saisons):
indices de températures (moy quotidien, min quotidien, max quotidien, extrêmes, nombre de jours avec température « anormales », degrés-jours de chauffage avec seuil
à 17C, degrés-jours de climatisation avec seuil à 18C); ces données seront utiles notamment pour évaluer les variations de demande de chauffage et climatisation dans la région, ainsi que tout effet dépendant de la température ;
indices de précipitations (moy, extrêmes, nombre de jours avec précipitations intenses/sécheresse) ; ces données pourront servir comme indicateur des impacts sur la ressource hydroélectrique, et de risques d’inondations dans le cas d’infrastructures énergétique installées en zone inondable ;
indice d’humidité du sol ; ces données pourront servir comme indicateur des impacts sur la ressource hydroélectrique
indice de vents violents ; ces données pourront servir d’indicateur de risque de destruction d’infrastructures.
Les tableaux suivants présentent des exemples de résultats disponibles pour la région
Sud-Ouest. Des données similaires sont en cours d’obtention (Météo-France) à une échelle plus détaillée (Midi-Pyrénées, voire local).
Quant au SRCAE (Région Midi-Pyrénées, 2011), il estime, à partir d’analyses effectuées
en 2010, que pour le Sud-Ouest, « selon les différents scénarios, d'ici 2030, les écarts à la référence (moyennes recensées sur la période 1971- 2000) pourraient s'échelonner entre +0.8
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et +1.4 °C. Des écarts qui se creusent à l'horizon 2050, atteignant +1.8 à +2.2 °C selon les scénarios ».
Table T01. Température moyenne quotidienne en moyenne annuelle, pour la période de référence
et les écarts entre les scénarios et la référence. On donne l’intervalle d’incertitude pour la valeur moyenne, ainsi que les valeurs extrêmes entre parenthèses. Unité : °C.
Table T11. Degrés-jours annuels de chauffage, pour la période de référence et les écarts entre les
scénarios et la référence. On donne l’intervalle d’incertitude pour la valeur moyenne, ainsi que les valeurs extrêmes entre parenthèses. Unité : °C jour.
Table T12. Degrés-jours annuels de climatisation, pour la période de référence et les écarts entre
les scénarios et la référence. On donne l’intervalle d’incertitude pour la valeur moyenne, ainsi que les valeurs extrêmes entre parenthèses. Unité : °C jour.
Grandes catégories d’impacts et d’adaptation, selon les acteurs de la région
Les adaptations potentielles qui pourraient se produire au cours du siècle pour limiter
les effets du changement climatique sur le territoire régional incluent :
Agriculture : Les grandes cultures sont adaptées aux conditions climatiques par les semenciers qui adaptent les semences tous les 5/10 ans. Les pratiques agricoles se modifient également, avec une semaison plus précoce pour récolter avant les périodes de fortes chaleurs. Par contre, le problème se pose sur l’irrigation, avec des conflits d’usages très forts en période estivales. Les besoins risquent d’augmenter, avec un impact important sur la consommation en électricité et en eau. Concernant l’arboriculture, les périodes de floraison sont de plus en plus sensibles au gel. La lutte contre le gel demande de l’énergie (utilisation d’eau, de chaleur…) en fin d’hiver, début printemps. L’irrigation est importante en période de forte chaleur.
Forêt : Les forêts de Midi-Pyrénées sont sensibles aux risques incendies (l’indice feux
météo – IFM – augmente aujourd’hui notamment sur l’Est de Midi-Pyrénées). L’adaptation des forêts se fera naturellement, il faut accompagner les forêts pour qu’elles se renouvellent naturellement, favorisant les jeunes pousses adaptées. En termes de productivité, celle-ci devrait augmenter (2030/2050) pour décliner ensuite (fin 21ème siècle).
Pêche : L’adaptation concerne la localisation des zones de pêche.
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Biodiversité : Accompagner les changements (trame verte et bleue) et préserver les ressources (zone de protection) sont des adaptations possibles, bien que le « laisser faire » est préférable.
Eau : La région ne devrait pas manquer d’eau dans les prochaines décennies, mais c’est
la répartition des précipitations qui va impacter, et impacte déjà, le régime annuel des précipitations. La période estivale sera fortement impactée par le manque d’eau, et les activités pourront elles aussi être impactées : production hydroélectrique, production, agriculture, usages domestiques (qui en période estivale peuvent s’accentuer par les activités touristiques, les besoins de fraicheur) , loisirs (pêche, sports nautiques…), qualité.
Risques naturels : La Région Midi-Pyrénées est sensible à plusieurs risques naturels en
lien avec le changement climatique. Le retrait/gonflement des sols argileux, très présent en Midi-Pyrénées (1/3 des sols de la région sont argileux), va s’accentuer avec les phénomènes de pluies extrêmes/sécheresses. Les glissements de terrain vont s’accroître, notamment si les sols sont nus et les pentes sont fortes (Pyrénées et Massif Central + coteaux). C’est aujourd’hui la 2ème cause d’indemnisation pour sinistre en France. Le risque feu de forêt (IFM), comme exposé précédemment, va s’accentuer. Les tempêtes et phénomènes extrêmes, dont les fréquences devraient augmenter (avec beaucoup d’incertitudes dans la modélisation). Les impacts comme en 1999 et 2010 ne sont pas négligeables, surtout pour la filière bois et les réseaux électriques. Les ruptures de barrages occasionnées par de fortes précipitations et des glissements de terrain, notamment si les installations sont vétustes.
Santé : Risque de surmortalité, comme en 2003, des personnes les plus fragiles =>
installation de climatiseurs pour les maisons de retraites… Risque de pollutions accrues, du fait de la chaleur combinée à la pollution automobile, avec des problèmes pulmonaires importants. En hiver, le froid ne va disparaître, et les évènements extrêmes hivernaux pourraient nécessiter des besoins en chauffage importants, surtout avec une augmentation de la population importante d’ici 2050 (plus de 20%).
Energie : voir section suivante Tourisme : Le plus fort impact concerne les stations de ski. La production de neige
artificielle fait appel à une consommation importante en électricité et en eau. Pour s’adapter, les stations de ski ont recours à l’utilisation accrue de canon à neige. De plus, si aucune rénovation n’est envisagée, les logements des stations de ski, anciens et peu isolés, auront également recours à beaucoup d’énergie. Pour le tourisme estival et rural, les besoins en confort d’été peuvent impacter les consommations. Il faut adapter au confort d’été les hébergements de plein air, mais en favorisant la plantation d’arbres que le recours à la clim. Une menace, en forme d’opportunité, résulte sur l’attraction possible de nos campagnes en période estivale, là où la température en zone côtière pourrait être élevée, donc dommageable pour certaines personnes sensibles. Cela pourrait potentiellement entraîner une fréquentation plus importante, donc une demande en énergie plus forte qu’aujourd’hui (avec des problèmes en cas de pic de conso en été). Enfin, les problèmes d’usages de l’eau en été sont déjà fréquents, et vont s’accentuer, notamment si les ressources en eau sont moins bien réparties.
Urbanisme et cadre bâti : Une grande partie des logements de Midi-Pyrénées sont peu
ou pas isolés. La demande en énergie est importante pour les besoins en chaleur, et peuvent le devenir aussi pour les besoins en froid. L’augmentation de plus de 20% de la population de Midi-Pyrénées à l’horizon 2050, et le fort taux d’étalement urbain de l’aire urbaine toulousaine sont problématique pour limiter les déplacements motorisés individuels (qui
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pourraient dans l’avenir être électrique, donc accroître la demande) et diminuer les besoins en énergie (moins important en habitat dense).
Vulnérabilité climatique potentielle du système énergétique en Midi-Pyrénées
Le SRCAE (Région Midi-Pyrénées, 2011) identifie les éléments du système énergétique
de la région Midi-Pyrénées les plus vulnérables face aux changements climatiques. Cette analyse permet d’identifier les vulnérabilités les plus importantes à modéliser dans ETEM-MIP.
La production d’hydroélectricité est concentrée au niveau des Pyrénées et du Massif central, qui sont les territoires potentiellement les moins affectés par les impacts du changement climatique sur la disponibilité de la ressource en eau. À la lumière de cette estimation préliminaire, l’impact potentiel des changements climatiques sur la production hydroélectrique de la région doit être approfondi avant de pouvoir conclure en sa modélisation.
Concernant le nucléaire, l’une des conséquences directes du réchauffement climatique est le risque de dépassement des températures maximales de rejets (28 °C) en raison du réchauffement de l’eau. La centrale de Golfech a déjà bénéficié d’autorisations exceptionnelles de rejet en 2003 (14 jours), 2004 et 2005 afin de ne pas interrompre la production d’électricité. Rappelons que Linnerud et al. (2011) estiment qu’ une
augmentation de 1C pourrait réduire la production d’une centrale nucléaire de 0.5% à 2.3% à cause de la baisse d’efficacité thermique et des arrêts plus fréquents dus aux périodes extrêmes de sécheresse ou vagues de chaleur.
Au plan des demandes, une diminution des consommations d’énergie en hiver et une hausse des consommations en été (augmentation de la température moyenne mais aussi des vagues de chaleur9), est anticipée, autrement dit, une nouvelle définition de la courbe de charge, avec des pics de demande déplacés de l’hiver à l’été. L’estimation des nouvelles demandes de chauffage et de climatisation repose sur le calcul des degrés-jours de chauffage et de climatisation, tels que définis par les modèles climatiques. Disponibles dans le rapport Jouzel (Peings et al., 2011) à l’échelle du Grand Sud-Ouest, des données locales sont à obtenir pour évaluer les changements de demande de la région. En lien avec ces variations, le taux d’équipement des ménages en climatiseurs pourrait fortement augmenter. Il est actuellement faible (5 %) en comparaison des pays limitrophes connaissant aujourd’hui un climat plus chaud : 25 % en Italie, 36 % en Espagne. Étant donné les caractéristiques du système énergétique de la région et de la priorité accordée à la maîtrise de la demande et à l’efficacité énergétique dans le plan « Midi-Pyrénées Energies 2011-2020 », le secteur des demandes des bâtiments constitue un des axes centraux d’étude des impacts potentiels des changements climatiques sur le système énergétique de la région, d’autant plus qu’il est au cœur des enjeux d’adaptation et d’atténuation et soulève des questions importantes de gestion des pointes de demande.
9 En 2003, la canicule a mené à une hausse de consommation d’électricité de 5 à 10 % à l’échelle française,
en raison de la sollicitation plus importante des réfrigérateurs, congélateurs, climatiseurs, ventilateurs et instruments industriels de refroidissement.
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Les tempêtes pourraient avoir des impacts sur les infrastructures de transport et la distribution de l'électricité, les coupures étant principalement liées aux chutes d'arbres. Les options d’adaptation disponibles et pouvant être modélisées sont : la possibilité d’investir dans des réseaux souterrains, moyennant investissements ; la possibilité de viser la minimisation de l’utilisation du réseau HT (autrement dit, privilégier la production décentralisée).
L’augmentation des pertes techniques sur le réseau de transport et de distribution n’est pas mentionnée par le SRCAE. Étant considérée faible selon la littérature (voir le début de l’annexe technique 6) sa représentation n’est pas considérée nécessaire.
D’autres impacts sont envisagés, tels que : l’augmentation importante du nombre de piscines individuelles, pouvant être à l’origine d’une augmentation de l’utilisation de l’eau et de l’énergie en période d’été ; la surconsommation de carburant liée à la climatisation dans les systèmes de transport, aussi bien dans les voitures particulières que dans le train et les transports collectifs ; selon l’ADEME, un véhicule climatisé
consommerait, suivant les climats, entre 2 et 5% de plus annuellement qu’un
véhicule non climatisé (Groupe interministériel Impacts du changement climatique, adaptation et coûts associés en France,2009). Bien que non mentionné dans le SRCAE, des impacts potentiels sur l’activité touristique de la région pourraient aussi être observés à long terme, par exemple, liés à la demande croissante d’électricité pour la production de neige artificielle. Ces impacts ne sont pas quantifiés pour le moment, mais pourraient être l’objet de scénarios de demandes énergétiques définis de manière exogènes.
Aucune information n’est disponible, pour le moment, sur les impacts potentiels des changements climatiques sur les ressources renouvelables autres que l’hydro et sur la disponibilité locale de la ressource en bois. Étant donné la part important du bois dans les consommations résidentielles de la région, l’obtention d’informations complémentaires sur la disponibilité de la ressource à moyen et long terme est en cours.
Finalement, étant donné l’intégration du réseau électrique de la région MIP dans le réseau français, la définition de « conditions appropriées aux bornes du modèle» est requise pour éviter que le modèle adopte, comme stratégie d’adaptation systématique en cas de réduction de la disponibilité locale de production et d’augmentation de la demande, le recours à l’électricité provenant de l’extérieur de la région. Un tel choix reste une option d’adaptation envisageable et d’ailleurs relevée par le groupe interministériel « Impacts du changement climatique, adaptation et coûts associés en France » (2009) à l’échelle de la France (importation d’électricité). Les scénarios modélisés devront toutefois définir
Prochaines étapes
Valider avec le Comité de projet les vulnérabilités climatiques prioritaires identifiées.
Raffiner la méthodologie d’implantation dans ETEM des vulnérabilités du système énergétique dans ETEM.
Obtenir les données manquantes, avec l’aide possible du Comité de projet: o données climatiques locales (degrés-jours, moyennes et extrêmes), auprès de
Météo-France probablement ;
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o vulnérabilité des centrales hydroélectriques, selon leur géo-localisation ; idéalement, sous forme de cartes d’estimation débits futurs des rivières ;
o études sur les autres renouvelables, en particulier le bois-énergie ; par défaut, des scénarios de prix variables pourront être utilisés ;
o longueur du réseau de transport et distribution d’électricité en aérien et en souterrain, et coûts d’enfouissement des réseaux, afin d’insérer cette option d’adaptation ;
o coûts estimés d’amélioration des systèmes de refroidissement des centrales nucléaires, afin d’insérer cette option d’adaptation ;
o scénarios de demande liée aux variations d’activité économique potentielle dans la région (tourisme, piscines) ; par défaut, un pourcentage de variation appliqué aux conditions du scénario de base est suffisant.
Dans le cas de données non disponibles sur les impacts climatiques, définir des scénarios/ données par défaut
Définir les conditions aux bornes du modèle dans le cadre des scénarios d’étude (par exemple, prix et quantité des énergies « importées » du reste de la France).
Définir les scénarios de modélisation, sur la base (à valider avec le groupe de travail) d’au moins deux scénarios (impacts élevés, impacts faibles), reflétant par exemple les impacts associés aux scénarios climatiques utilisés aussi à l’échelle nationale (A2 et B2 ?). Ces hypothèses d’impacts sont combinées aux autres hypothèses de définition des scénarios (par exemple, cibles de réduction d’émission, part minimale d’énergies renouvelables, croissance économique différente, etc.)
Analyser les scénarios d’études, notamment les effets synergiques ou opposés entre les politiques d’atténuation et les options d’adaptation du secteur énergétique.
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Annexe Technique 7. Approches robustes pour représenter l'incertitude des impacts du changement climatique
Le projet ETEM-AR propose de développer une approche opérationnelle permettant de définir des stratégies robustes face à plusieurs sources d'incertitude, notamment l'incertitude de certains paramètres du modèle lui-même et l'incertitude des impacts dus aux changements climatiques. Dans le cadre de projet, nous proposons de mettre en œuvre différentes approches : programmation stochastique et optimisation robuste. Dans cette annexe technique nous proposons des solutions techniques à l’introduction d’incertitude dans la modélisation. Lors de la seconde partie du projet, nous appliquerons ces solutions et évaluerons l’intérêt de chacune par le calcul.
Principales sources d’incertitudes dans ETEM
Les incertitudes sont nombreuses dans les modèles mathématiques, encore plus dans les modèles prospectifs. Nous ne parlerons pas, ou peu, des incertitudes liées au choix du paradigme de l’optimisation (plutôt que de la simulation ou la théorie des jeux), ou inhérentes à la modélisation (restriction de la réalité), mais plutôt des incertitudes liées à la valeur des paramètres du problème, et des moments auxquels ces incertitudes sont levées. Les principales sources d’incertitudes pour les paramètres du problème d’optimisation sont l’économie et le climat qui peuvent impacter les paramètres suivants :
les demandes utiles (par exemple, différents taux de croissance économique, possibilité de plus de climatisation en cas d’augmentation de température),
l’efficacité des technologies (par exemple, l’efficacité des procédés thermiques)
les disponibilités des technologies (par exemple, disponibilité réduite des centrales en cas de fortes chaleurs)
les prix des technologies (par exemple, incertitudes sur le prix futurs des technologies de production des énergies renouvelables)
les prix des sources d’énergie (bois-énergie par exemple).
Programmation stochastique
La programmation stochastique apparaît comme une approche naturelle pour modéliser différentes sources d’incertitudes dans ETEM. Elle consiste à prendre en compte simultanément plusieurs scénarii de réalisation des paramètres incertains et de résoudre le problème sur l’ensemble de ces scénarii. La solution est dites robuste vis-à-vis de ces scénarii car elle satisfait l’ensemble des contraintes quelque soit la réalisation de l’incertitude et ceci pour une performance économique raisonnable. La figure ci-après donne une illustration (Babonneau et al. 2012) de la programmation stochastique avec quatre scénarii représentant les incertitudes liées à l’évolution du prix de l’électricité et à la pénétration des voitures électriques. On parle d’arbre d’événements.
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Figure 1 : Exemple d’arbre d’événements ( abonneau et al. 2012)
Une des difficultés principales de cette approche réside dans sa mise œuvre. En effet, pour des modèles de grande taille avec une base donnée abondante, les modifications à apporter au modèle déterministe peuvent être très nombreuses et relativement lourdes. La solution est alors de faire appel à un code de génération automatique de modèles stochastiques. Dans le cadre de ce projet, nous adaptons le code ETEM afin de le rendre compatible avec le programme Det2Sto (Thénié et al. 2007). Det2Sto utilise le modèle déterministe ETEM et une description minimaliste des incertitudes pour générer automatiquement le modèle stochastique. Nous sommes donc en mesure de pouvoir utiliser la programmation stochastique comme solution à la prise en compte de l’incertitude.
Optimisation robuste
Dans ce rapport intermédiaire, nous proposons une approche basée sur les techniques de l’optimisation robuste ( en-Tal et al. 2009) mise en œuvre pour la prise en compte des incertitudes liées à la disponibilité des technologiques futures. Nous avons implémenté cette approche sur un jeu de données réduit et les résultats numériques préliminaires viennent confirmer les résultats obtenus dans ( abonneau et al. 2012). Dans cet article, l’optimisation robuste est utilisée dans le modèle énergétique TIAM afin de représenter les aléas sur les approvisionnements énergétiques en l’Europe. Les solutions obtenues en terme d’évolution du système énergétique aboutissent ainsi à assurer une plus grande sécurité énergétique en Europe, et ce, pour un coût très raisonnable. Les auteurs montrent également que même sur un modèle de départ de grande taille, l’optimisation robuste ne conduit pas à un modèle « robuste » numériquement intraitable. Par la suite, nous décrivons les détails techniques de cette implémentation relative aux disponibilités des technologiques futures. Nous attirons l’attention du lecteur sur le fait que cette approche pourrait être étendue à d’autres sources d’incertitude. Nous présentons ici une solution technique à la prise en compte de l’incertitude. Nous étudierons et évaluerons ces possibilités d’extension dans la suite du projet ETEM-AR.
Nous supposons désormais les facteurs de disponibilité des technologies avail_factor comme incertains. Ces facteurs apparaissent dans ETEM dans les contraintes de capacités EQ_CAPAC. Pour une technologie p, une période de temps t et une timeslices s, on a :
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sum{c} VAR_COM[t,s,p,c] < avail_factor[t,s,p] * CAP[t,p] Dans cette expression, l’indice c représente les commodités et les variables de décision
VAR_COM et CAP représentent respectivement l’activité et la capacité de la technologie p. Le facteur de disponibilité avail_factor est défini dans l’intervalle [0,1]. Afin de simplifier les écritures ci-après, nous omettons les indices t et s par la suite. Ainsi, pour une technologie p, la contrainte de capacité s’écrit
sum{c} VAR_COM[p,c] < avail_factor[p] * CAP[p] L’approche proposée ne consiste pas à robustifier chaque contrainte de capacité (une
par technologie incertaine) individuellement. Elle considère au contraire l’ensemble des technologies incertaines simultanément dans la définition des stratégies robustes. L’objectif est donc de permettre au système énergétique de satisfaire les demandes futures de manière globale. Peu importe ce qui se passera individuellement pour chaque technologie.
Afin d’implémenter cette approche, nous avons donc créé et introduit dans le modèle ETEM, pour chaque période de temps et chaque timeslice, une nouvelle contrainte qui est la somme des contraintes individuelles incertaines.
sum{c,p} VAR_COM}[p,c] < sum{p} avail_factor[p] * cap[p]. (1) Cette nouvelle contrainte concerne donc la capacité totale dans le système énergétique
pour les technologies dites incertaines. Nous proposons par la suite de robustifier ces nouvelles contraintes.
Avant d’appliquer les techniques de l’optimisation robuste, il nous faut définir un
modèle d’incertitude pour les facteurs de disponibilité. Nous posons :
avail_factor[p] = 1 - f[p] xi[p], où, pour chaque technologie p, 0< f[p]<1 est la défiance maximum pour le facteur de
disponibilité et xi[p] est une variable aléatoire indépendante dans l’intervalle [0,1]. Ainsi, [1-f[p] ,1] donne l’intervalle de variation pour le facteur de disponibilité. La contrainte (1), s’écrit alors
sum{c,p} VAR_COM[p,c] < sum{p} (1 - f[p] xi[p])* CAP[p]. Ceci est équivalent à
sum{c,p} (VAR_COM}[p,c] - CAP[p]) + sum{p} (f[p] xi[p]* CAP[p]) < 0. (2) La première somme dans la contrainte (2) est une expression linéaire déterministe,
tandis que la seconde est aléatoire. L’approche robuste dans ( en-Tal et al. 2009) consiste alors à remplacer la partie aléatoire de la contrainte (2) par un équivalent robuste. Sous certaines hypothèses, l’équivalent robuste contient (n+1) variables additionnelles et 2n contraintes linéaires additionnelles, où n représente le nombre de technologies incertaines dans la contrainte. Le code GMPL spécifique à l’optimisation robuste est reproduit ci-dessous.
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# Parameters param avail_factor_var {t in TIME, s in S, p in P} := 0.1 * avail_factor[t,s,p]; param k1{t in TIME, s in S, l in L} := 1;
# Variables var v{t in TIME, s in S, l in L} >= 0; var u{t in TIME, s in S, l in L, p in P_MAP[l]:p in PsP["ROB"]} >= 0; # Capacity utilization equation (Robust) subject to EQ_CAPACT_ROB {t in TIME, s in S, l in L} :
sum{p in P_MAP[l] inter PsP["ROB"], c in C_ITEMS[flow_act[p]]} VAR_COM[t,s,l,p,c]/act_flo[p,c] <= sum {p in P_MAP[l]:p in PsP["ROB"]} (avail_factor[t,s,p] * cap_act[p] * fraction[s] * (sum{k in 0..t : life[p]>=k+1
and t-k>=avail[p]} VAR_ICAP[t-k,l,p]+fixed_cap[t,l,p])) - k1[t,s,l] * v[t,s,l] - sum{p in P_MAP[l] inter PsP["ROB"]} u[t,s,l,p];
subject to robust_constraints{t in TIME, s in S, l in L, p in P_MAP[l] inter PsP["ROB"]}:
v[t,s,l] + u[t,s,l,p] >= avail_factor_var[t,s,p] * cap_act[p] * fraction[s] * (sum{k in 0..t : life[p]>=k+1 and t-k>=avail[p]} VAR_ICAP[t-k,l,p]+
fixed_cap[t,l,p]);
Combiner programmation stochastique et optimisation robuste
Il est envisagé, dans le cadre de ce projet, de combiner les deux approches, programmation stochastique et optimisation robuste. Pour ce faire, nous proposons de rendre compatible avec DT2STO l’écriture robuste d’ETEM. Cette compatibilité n’est pas encore garantie. Elle le sera dans la seconde partie du projet.
Nous avons déjà réalisé une approche combinée (programmation stochastique + programmation robuste) par le passé. Dans l’article ( abonneau et al. 2010), une telle approche est mise en œuvre sur un modèle énergétique bottom-up. La programmation stochastique est utilisée pour modéliser les incertitudes sur les demandes finales alors que l’optimisation robuste permet de prendre en compte l’incertitude liée à la diffusion spatiale de la pollution.
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France et Midi-Pyrénées
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Région Midi-Pyréenées (2011). Schéma Régional Climat Air Énergie (SRCAE) de Midi-Pyrenées. Projet de schéma soumis à consultation. Document principal + Annexes. http://www.territoires-durables.fr/upload/SRCAE/SRCAE_LeRapport.pdf http://www.territoires-durables.fr/upload/SRCAE/SRCAE_LesAnnexes.pdf
Autres : o Office régional des transports, http://ortmidipyrenees.com/, annuaire
régional des transports o INSEE, http://www.insee.fr, en particulier la partie Midi-Pyrénées,
http://www.insee.fr/fr/regions/midi-pyrenees/ o OPCC http://www.opcc-
ctp.org/index.php?option=com_content&view=article&id=47%3Aaccueil&catid=2%3Aaccueil&Itemid=15&lang=fr
Construction base de données MIP
[ASN03] ASN. Dépassements de la température autorisée après rejet dans la garonne, 2003. [EDF11] EDF. La centrale nucléaire de golfech, au service d’une production d’électricité sûre, compétitive et sans co2, au coeur de la région de Midi-Pyrénées, 2011. [EDF12] EDF. La centrale nucléaire de golfech, une production d’électricité au coeur de la région Midi-Pyrénées, 2012. [Ene11] Enerdata. « scénarii prospectifs énergie - climat - air de référence concernant la france dans un cadre européen et international à l’horizon 2030», hypothèses sur la demande. 2011. [ETS10] ETSAP. Iea etsap - technology brief t01 – april 2010 - www.etsap.org. Technical report, 2010. [IEA10] IEA. Energy technology perspectives scenarios & strategies to 2050. 2010. [INS05] INSEE. Ear 2005 - omphale. Technical report, 2005. [MDL10] DU DÉVELOPPEMENT DURABLE ET DE LA MER en charge des Technologies vertes et des Négociations sur le climat MINISTÈRE DE L’ÉCOLOGIE, DE L’ÉNERGIE. Jean-louis borloo et benoist apparu, présentent la réglementation thermique « grenelle environnement 2012 », « une avancée majeure du grenelle environnement, sans équivalent en europe : la généralisation des bâtiments basse consommation (bbc), un saut énergétique plus important que celui réalisé ces 30 dernières années ». Technical report, MINISTÈRE DE L’ÉCOLOGIE, DE L’ÉNERGIE, DU DÉVELOPPEMENT DURA LE ET DE LA MER en charge des Technologies vertes et des Négociations sur le climat, 2010. [ORE06] Nicolas Podeur OREMIP. Etat des lieux de l’hydroélectricité en Midi-Pyrénées. 2006. [ORE08] OREMIP. La climatisation dans les secteurs résidentiel et tertiaire en Midi-Pyrénées, rapport final. Technical report, 2008. [ORT09a] ORT. Annuaire statistique des transports, observatoire régional des transports, volume 1. 2009. [ORT09b] ORT. Annuaire statistique des transports, observatoire régional des transports, volume 2. 2009. [TER08] TER/TS/VA/08-19. La climatisation dans les secteurs rÉsidentiel et tertiaire en Midi-Pyrénées, rapport final, avril 2008, etude : 7218. Technical report, 2008.
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Liens institutionnels
Partenaires
Ordecsys http://www.ordecsys.com Kanlo http://www.kanlo.net/ Eneris http://www.enerisconsultants.com Oremip http://www.oremip.fr/ Arpe http://www.arpe-mip.com
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ANNEXES DOCUMENTAIRES
Annexe Documentaire 1 : Extrait du SRCAE de Midi-Pyrénées
Extraits pertinents du projet de
Schéma régional climat-air-énergie de Midi-Pyrénées, soumis à consultation. http://www.territoires-durables.fr/upload/SRCAE/SRCAE_LeRapport.pdf
Selon les différents scénarios, d'ici 2030, les écarts à la référence (moyennes recensées sur la période 1971- 2000) pourraient s'échelonner entre +0,8 et +1,4 °C. Des écarts qui se creusent à l'horizon 2050, atteignant +1,8 à +2,2 °C selon les scénarios « médian » et « pessimiste », tandis que le scénario « optimiste » demeure dans des écarts similaires à ceux de 2030.
En Midi-Pyrénées, la production d’énergie est concernée à deux titres par la ressource
en eau : pour la production d’hydroélectricité et pour le refroidissement de la centrale nucléaire de Golfech. – La production d’hydroélectricité se concentre au niveau des Pyrénées et du Massif
central, qui sont les territoires potentiellement les moins affectés par les impacts du changement climatique sur la disponibilité de la ressource en eau.
– Concernant le nucléaire, l’une des conséquences directes du réchauffement climatique est le risque de dépassement des températures maximales de rejets (28 °C) en raison du réchauffement de l’eau. La centrale de Golfech a déjà bénéficié d’autorisations exceptionnelles de rejet en 2003 (14 jours), 2004 et 2005 afin de ne pas interrompre la production d’électricité. Ces situations sont sans nul doute amenées à se multiplier à l'avenir.
La consommation d'énergie : en forte hausse l'été. La demande d’énergie est intimement liée au climat De manière générale, on anticipe :
– une diminution des consommations d’énergie en hiver, en raison de la réduction des besoins en chauffage ;
– une hausse des consommations en été, liée à l’augmentation des besoins en rafraîchissement, notamment en périodes de canicule. En 2003, la canicule a mené à une hausse de consommation d’électricité de 5 à 10 % à l’échelle française, en raison de la sollicitation plus importante des réfrigérateurs, congélateurs, climatiseurs, ventilateurs et instruments industriels de refroidissement. Les pics de demande d’électricité risquent de passer de l’hiver à l’été à certains endroits, notamment dans le Sud de la France. À l’heure actuelle, en Midi-Pyrénées, le taux d’équipement des ménages en climatiseurs est faible (5 %) en comparaison des pays limitrophes connaissant aujourd’hui un climat plus chaud : 25 % en Italie, 36 % en Espagne. Dans ces pays, on constate qu'aux périodes de forte chaleur, la consommation d’électricité a presque atteint le niveau de la consommation hivernale. Ce sont les zones urbaines qui seront les plus impactées en termes de hausse des besoins d'énergie pour la climatisation en raison du phénomène d'îlot de chaleur urbain (cf. p. 18).
Un exemple encore peu étudié, mais qui deviendra potentiellement prégnant à l’avenir,
concerne l’augmentation importante du nombre de piscines individuelles observé dans le Grand Sud-Ouest. Ce phénomène, qui pourrait s’accroître d’autant plus avec l’augmentation
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des températures, devrait également être à l’origine d’une augmentation de l’utilisation de l’eau et de l’énergie en période d’été.
Le changement climatique est également susceptible d’avoir un impact sur les
consommations en énergie du parc de véhicules. En effet, les chaleurs extrêmes, notamment en cas de canicule, devraient entraîner une surconsommation de carburant liée à la climatisation, aussi bien dans les voitures particulières que dans le train et les transports collectifs.
La production énergétique : des difficultés à prévoir pour le nucléaire et
l'hydroélectricité, une évolution incertaine du potentiel EnR. La baisse des débits associée à la hausse des températures de l'eau devrait affecter la
source froide des centrales nucléaires. La baisse des débits aura aussi un impact direct sur l'énergie renouvelable la plus présente en France, à savoir l'hydroélectricité. D'autant que cette baisse interviendra justement aux saisons chaudes, où la demande devrait subir de fortes hausses, rendant difficile le maintien des équilibres offre / demande.
Pour les autres sources d'énergies renouvelables, de grandes incertitudes demeurent :
on s'attend à une possible hausse du potentiel solaire, mais l'évolution de la nébulosité est encore mal connue. L'incertitude est aussi très importante sur l'évolution du régime des vents pour l'éolien. La ressource en bois-énergie pourrait être affectée par le changement climatique. En revanche, aucune donnée n'indique un quelconque impact du changement climatique sur la méthanisation.
La distribution de l'énergie : sensible aux risques naturels Ce sont principalement les risques naturels, et plus particulièrement les tempêtes, qui
auront des impacts sur la distribution de l'électricité, les coupures étant principalement liées aux chutes d'arbres. À ce jour, le lien entre changement climatique et tempêtes n'a cependant pas été formellement établi. Météo-France ne propose pas de scénario sur l'évolution des vents extrêmes, même si le GIEC met en garde contre une potentielle hausse des tempêtes à l'échelle mondiale.
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Annexe Documentaire 2 : Extrait du Plan National d’Adaptation
Extraits pertinents du Plan national d’adaptation de la France aux effets du
changement Climatique, 2011 – 2015. Ministère de l’écologie, du développement durable, des transports et du logement. Juillet 2011.
http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/ONERC-PNACC-complet.pdf Les scénarios climatiques pour la France pour le XXIème siècle Le changement climatique futur à l’échelle de la France est simulé à partir des modèles
climatiques régionaux français ARPEGE-Climat et LMDZ respectivement développés par le CNRM-Météo-France (Centre national de recherches météorologiques) et l’IPSL (Institut Pierre-Simon Laplace). Les simulations choisies dans le cadre de cette mission, réalisées à l'occasion du quatrième rapport du GIEC, se basent sur deux scénarios d’émissions de gaz à effet de serre : le scénario B2, plutôt optimiste et le scénario A2, plutôt pessimiste.
Température Suivant le scénario 2, la température moyenne en France augmenterait d’environ 2° à
2,5°C entre la fin du XXe siècle et la fin du XXIe siècle. L'augmentation est d’environ 2,5° à 3,5°C pour le scénario A2. Le réchauffement est semblable pour les deux scénarios aux horizons 2030 et 2050, se situant sensiblement entre 0,5° et 1,5°C. Il est toutefois légèrement supérieur pour le scénario A2 en 2050.
La faible différence entre les résultats issus des deux scénarios aux horizons 2030 et
2050 traduit l’inertie de la réponse du système climatique aux émissions de gaz à effet de serre. Elle traduit également l’importance à ces échéances de l’impact de la variabilité climatique naturelle qui masque pour partie la tendance lente au réchauffement d’origine anthropique. Après 2050, les écart entre le scénarios « optimiste » et celui « pessimiste » se creusent nettement.
Précipitations Le signe des changements de précipitations moyennes est relativement incertain pour
l’hiver et l’automne où il varie selon les horizons, les régions ou les scénarios. En revanche, les deux scénarios montrent une tendance à la diminution des
précipitations au printemps et en été. Cette diminution, sensible seulement à la fin du siècle pour le scénario B2, est plus
précoce et de plus forte amplitude avec le scénario A2, autour de -10 % vers 2050 et de -30 % vers 2090 pour la saison estivale. Le Sud-Ouest de la France serait la région la plus touchée par cette diminution.
Extrêmes Pour les indices reliés aux extrêmes chauds, les deux scénarios montrent une tendance à
l’augmentation de la fréquence et de l’intensité de ces extrêmes. Le nombre annuel de jours où la température maximale quotidienne serait anormalement élevée est en très nette augmentation. Par exemple, à l’horizon 2030, ce nombre de jours, qui est actuellement de 36 en moyenne annuelle, serait augmenté de 8 à 38 jours.
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