Depuis 2 ans, plusieurs projets se sont réalisés et injectent sur le réseau de distribution. Le retour d'expérience que GrDF fait sur ces projets est très positif : la qualité du biométhane est conforme aux spécifications, les arrêts sont peu nombreux et de courte durée. L?offre technique d'épuration s'est élargit : épuration à l'eau pour le projet de Lille Sequedin, membranes à Morsbach et Chaumes en Brie, PSA à Mortagne sur Sèvre. Plusieurs fournisseurs différents se sont positionnés sur ce marché, les projets qui seront bientôt en service élargiront encore ce panel de techniques ou de fournisseurs. Actuellement, dans tous les cas, les biométhanes sont conformes. Voilà de quoi rassurer les investisseurs, les porteurs de projets, les pouvoirs publics.
Plusieurs voies de production de gaz renouvelables à des degrés de maturité différents
Trois voies principales de production de gaz renouvelables sont aujourd’hui en développement ou à l’étude :
— La méthanisation, c’est-à-dire la fermentation anaérobie d'une biomasse fermentescible constituée de déchets (biodéchets des ménages, déchets de l’industrie agroalimentaire, effluents agricoles, boues de station d’épuration...) ou, plus prospectif, de microalgues cultivées à dessein, pour produire du biogaz utilisable directement en cogénération ou, une fois amené aux spécifications du gaz naturel par épuration, sous forme de biométhane injectable dans les réseaux et utilisable comme carburant.
— La gazéification de biomasse ligneuse (bois, paille...), c’est-à-dire l’oxydation partielle de la biomasse à haute température afin de produire un gaz de synthèse, amené aux spécifications du gaz naturel par une étape de méthanation et une étape d’épuration.
— Enfin, la production d’hydrogène par électrolyse à partir d’électricité renouvelable excédentaire, valorisable directement ou amenée aux spécifications du gaz naturel par une étape de méthanation (voie dite de « power-to-gas »).
Ces voies sont à des degrés de développement différents :
— La méthanisation de déchets fermentescibles est mature, développée à un niveau encore modeste en France et plus fortement dans d’autres pays (Allemagne, Suède). Elle connaît un développement accéléré depuis la révision des tarifs d’achat de l’électricité cogénérée à partir de biogaz et la création des tarifs d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz.
— La gazéification de biomasse ligneuse fait encore l’objet de développements au stade des pilotes industriels en Europe, dont un en France. Les perspectives de déploiement des premières unités industrielles en France sont à horizon 2020.
— Le développement d’une production de microalgues dédiées au moins en partie à la production d’énergie par méthanisation se situe à un horizon plus prospectif encore ; ces microalgues font aujourd’hui l’objet d’une activité de R&D importante, notamment en France.
— Enfin, si la voie de production d’hydrogène et de méthanation fait aujourd’hui appel à des technologies matures, leur pertinence à terme suppose encore des développements conséquents des énergies renouvelables non pilotables ainsi qu’une optimisation technico-économique des procédés.
Le potentiel technique de production de gaz renouvelables en France est considérable
— Forte production agricole et agroalimentaire, et donc de déchets liés, favorable à la méthanisation, en complément des autres biodéchets : ordures ménagères et boues de STEP.
Le gisement global mobilisable à 2030 pour la méthanisation, estimé par l’étude ADEME-SOLAGRO-INDIGGO (avril 2013)
« Estimation des gisements potentiels de substrats utilisables en méthanisation » est évaluée à 130 millions de tonnes de Matière Brute soit 56 TWh d’énergie primaire en production de biogaz. Il est composé à 90 % de matières agricoles. Ce gisement mobilisable représente 30 % du gisement net disponible, le potentiel de production de biogaz à partir des ressources considérées dans cette étude étant évalué à 185 TWh.
- — Fort potentiel de production forestière et de résidus agricoles ligneux favorables à la gazéification avec un potentiel estimé par l'étude GrDF, GDF SUEZ, ADEME, MEDDE, MINEFI et MAAF de 2013, de 90 – 114 TWh PCS à horizon 2020 et 160 – 280 TWh PCS à horizon 2050 (référence étude « Biométhane de gazéification, Évaluation du potentiel de production en France aux horizons 2020 et 2050 », février 2013, disponible sur le site internet www.grdf.fr).
- — Un potentiel de développement des technologies de microalgues en coproduction avec la chimie verte et l’alimentation animale voire sur d'autres secteurs économiques, pour un potentiel maximum de production estimé par l'étude GrDF, GDF SUEZ, ADEME, MEDDE, MINEFI et MAAF de 2013 à 9 TWh PCS à horizon 2020 et 23 TWh PCS à horizon 2050 (référence étude « Biométhane de microalgues, Évaluation du potentiel de production en France aux horizons 2020 et 2050 », février 2013, disponible sur le site internet www.grdf.fr).
- — Des scénarios prospectifs visant le Facteur 4 (Negawatt 2011 ou ADEME 2012) estiment quant à eux le potentiel de développement du « power-to-gas » sous forme d’hydrogène ou de méthane de synthèse de 19 à 35 TWh à horizon 2050 (exemple pour l’Ademe : « Contribution de l’Ademe à l’élaboration de visions énergétiques 2030 – 2050 », avril 2013).
Focus sur la méthanisation : un procédé mature en cours de déploiement
Le biogaz est un gaz issu de la fermentation anaérobie (en absence d’oxygène) de matières organiques. Il est obtenu soit par captage dans les Installations de Stockage de Déchets Non Dangereux (ISDND, autrement dit des décharges, où il se forme de manière spontanée), soit par un procédé standardisé et contrôlé appelé méthanisation.
Les déchets qui entrent en jeu dans la production de biogaz peuvent provenir de sources très variées : déchets collectifs ou municipaux (biodéchets issus du tri sélectif des ordures ménagères, des déchets verts, déchets des cantines, etc.), déchets agricoles (effluents d’élevage type lisiers, fumiers…), déchets industriels (déchets de l’industrie agroalimentaire, déchets d’abattoirs, de l'industrie laitière, mais aussi boues de stations d’épuration, etc.).
La composition du biogaz obtenu varie en fonction de la nature du substrat, du type de procédé et dans le temps : on retrouve essentiellement du méthane (30 à 75 %), du CO₂ (20 à 40 %) avec des quantités variables d’eau, d’hydrogène sulfuré (H₂S), et d’autres composants plus ou moins indésirables suivant la valorisation envisagée. Après un traitement poussé jusqu’à atteindre la qualité du gaz naturel, le biogaz est appelé biométhane et peut être utilisé directement sous forme de carburant et/ou injecté dans le réseau de gaz naturel. L'injection de biométhane dans le réseau de gaz naturel permet de déplacer la valorisation au plus près des lieux de consommation.
De même, une utilisation directe en carburant nécessiterait d’équilibrer finement entre la consommation de la flotte de véhicules desservis et la production du méthaniseur, production en général très stable dans l'année et la journée ; l'injection dans le réseau permet de bénéficier du foisonnement des consommations du territoire et évite de recourir à du stockage de gaz terrestre, soumis à des contraintes réglementaires fortes en matière de sécurité.
Les décrets et arrêtés de novembre 2011, complétés par le décret « double valorisation » de février 2013 permettent au biométhane d’être injecté dans les réseaux de distribution et de transport de gaz :
- • Lorsqu’il est produit par méthanisation à partir de déchets agricoles (lisier, fumier…), de déchets de l'industrie agroalimentaire (résidus de pressage de laiteries, résidus d’abattoirs…), de déchets urbains, des établissements de restauration collective ou des déchets verts.
- • Lorsqu’il est obtenu par captage en Installation de Stockage de Déchets Non Dangereux (ISDND ou décharges).
La réglementation pour l'injection définit la liste de ces intrants, à partir de l’avis donné par l’Agence Nationale de Sécurité Sanitaire de l’alimentation, de l’environnement et du travail (ANSES).
À noter que les boues de stations d’épuration urbaines ont fait l'objet d’une autorisation au mois de juin 2014.
Économie
Le développement de la production d’élec-
L’électricité seule ou par cogénération à partir de biogaz est soutenue par des tarifs d’achat qui garantissent aux producteurs une rémunération acceptable des investissements et des coûts opérationnels de leurs projets. Le surcoût vis-à-vis de l’électricité est payé par les consommateurs d’électricité via la contribution au service public de l’électricité.
De même, l’injection de biométhane n’est pas aujourd’hui encore une technologie compétitive par rapport aux prix du gaz sur les marchés. Pour soutenir le lancement de cette filière, les producteurs bénéficient d’un tarif d’achat (novembre 2011, puis février 2013 pour la double valorisation) qui garantit une rémunération des investissements et des coûts opérationnels de leurs projets. Le surcoût vis-à-vis du gaz naturel est payé par l’ensemble des consommateurs raccordés au réseau via la « contribution biométhane ».
Les ordres de grandeur des tarifs
Pour les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND ou décharges), les tarifs d’achat du biométhane injecté sont compris entre 4,5 et 9,5 c€/kWh selon la taille de l’installation. Pour les autres unités de méthanisation, les tarifs d’achat du biométhane injecté se composent d’un tarif de base compris entre 6,4 et 9,5 c€/kWh selon la taille de l’installation, auquel peut s’ajouter une prime calculée en fonction de la nature des matières traitées par méthanisation (« intrants ») utilisées (cf. décrets novembre 2011).
Intérêt environnemental – Zoom sur le bioGNV
Le GNV est aujourd’hui une technologie mature, déjà déployée (en France 10 000 véhicules légers, 750 bennes à ordures, 2 200 bus, 50 % des villes de plus de 200 000 habitants ont des bus GNV…) et en croissance forte avec 13 millions de véhicules dans le monde (+18 %/an), ce qui en fait le 1er carburant alternatif d’après l’AIE. Le développement du GNV et du biométhane pour approvisionner les véhicules est aujourd’hui une stratégie développée avec succès en Suède (+14 000 véhicules et +300 GWh de biométhane entre 2000 et 2008) et en Suisse, et qui démarre en France avec la flotte de bus de Lille desservie en biométhane carburant ainsi que l’ouverture de la station publique de biométhane carburant à Morsbach.
Le potentiel de la filière, les réalisations
En France, la valorisation sous forme de biométhane est émergente avec un cadre réglementaire récent, ce qui n’empêche pas GDF Suez d’avoir l’objectif ambitieux, affiché dans le cadre du Débat sur la Transition Énergétique, de 5 % des consommations françaises de gaz naturel assurées par du biométhane en 2020 (≈ 20 TWh). Cet objectif est porté à 30 TWh en 2030, représentant environ 10 % des consommations. Ces chiffres sont cohérents avec la feuille de route ADEME (étude 2013), qui prévoit en 2030 un gisement de biogaz mobilisable compris entre ~30 TWh (12 TWh injectés, 500 installations d’injection) dans le cadre d’un scénario tendanciel, et ~61 TWh (31 TWh injectés, 1 400 installations d’injection) dans le cadre d’un scénario volontariste.
Mi-2014, quatre projets injectent du biométhane dans les réseaux, tous dans les réseaux de distribution :
- • Le Centre de Valorisation Organique (CVO) de Lille-Séquedin, projet pionnier qui injecte depuis juillet 2011. La collecte des déchets est faite sur le territoire de 85 communes et 1,1 million d’habitants ; il s’agit de la fraction organique des déchets ménagers, des déchets verts, de la restauration collective, des déchets municipaux. Près de 15 GWh de biométhane ont été injectés depuis sa mise en service.
- • Méthavalor, porté par le Sydeme (Syndicat des déchets de Moselle-Est) à Forbach (57), injecte depuis mai 2013. Il fait de la
« double valorisation », c’est-à-dire qu'une partie du biogaz produit est cogénérée et le reste, après épuration, est injecté dans le réseau de distribution. La production de biométhane est d’environ 4 GWh/an (8 GWh à court terme). Une station publique de GNV et bio-GNV permet d’alimenter la flotte du SYDEME (33 véhicules : tracteurs, porteurs, bennes de collecte des biodéchets, véhicules utilitaires de toutes tailles) et 6 bus de la collectivité, les Forbus.
Quelques chiffres (/an) : 450 000 tonnes d'intrants méthanisés ; 5 500 000 Nm³/an de biogaz produit valorisés en : électricité (10,9 GWh/an), chaleur (12,4 GWh/an), 100 Nm³/h très prochainement) compost (~ 8 000 t/an), effluents liquides (~ 10 000 m³/an), engrais (10 000 m³/an).
• Bioénergie de la Brie à Chaume-en-Brie (77) est le 1ᵉʳ projet agricole. Il injecte depuis fin août 2013. Effluents d’élevage, lactosérum de la fromagerie voisine, Cultures Intermédiaires à Vocation Énergétique (CIVE), poussières de céréales, pulpe de betterave, au total, 12 500 tonnes d’intrants récoltés localement seront méthanisées annuellement pour produire environ 8,5 GWh par an de biométhane.
Le digestat remplace 90 % de l’engrais chimique qui était avant utilisé par la ferme.
• Agri-biométhane à Mortagne-sur-Sèvre (85) injecte depuis mi-avril 2014. Ce projet est porté par 10 agriculteurs.
Au total, 15 000 tonnes de fumiers et lisiers et 6 000 tonnes de déchets IAA seront méthanisées annuellement pour produire environ 6,5 GWh de biométhane, 1 600 tonnes de digestat solide composté, 17 000 m³ de digestat liquide épandu. Bénéfices : 70 tonnes/an d’engrais chimique économisé, 15 000 tonnes de CO₂/an évitées.
D’ici fin 2014, 3 à 4 projets supplémentaires devraient injecter sur le réseau de distribution.
Plus de 400 projets sont à l’étude chez GrDF pour l'injection dans son réseau de distribution ; près de 80 % ont des intrants agricoles ou issus des industries agro-alimentaires, et la moyenne sur le réseau GrDF se situe à 240 m³/h soit environ 20 GWh injectés par an.
Les autres opérateurs, GRTgaz, TIGF, Gaz de Strasbourg, REGAZ..., ont aussi identifié des projets sur leur territoire.
399 projets à l'étude chez GrDF
170 projets à l'étude chez GRTgaz
13 projets à l'étude dans les entreprises locales
30 projets à l'étude chez TIGF
Le rôle de GrDF dans l’injection de biométhane dans les réseaux de distribution
GrDF, acteur de l’aménagement durable des territoires, a choisi de jouer un rôle essentiel et reconnu de rassembleur dans la filière naissante du biométhane...
...pour que l’objectif « 20 TWh en 2020 » puisse être atteint : GrDF a un rôle actif pour faire émerger et favoriser les projets de territoires et s’implique fortement dans les études destinées à favoriser les injections : rebours (capacité à faire remonter le gaz en amont du réseau), stockage, injection décentralisée...
...pour que la filière se construise sur des bases de transparence et de rigueur, et renforce la capacité aux fournisseurs à faire naître des offres gaz « vertes » auprès de leurs clients : GrDF est Gestionnaire du Registre des Garanties d'origine.
...pour favoriser l’émergence d’une filière qui se structure autour d’un tissu industriel national : contractualisation, recherche de financement, instruction des dossiers administratifs, construction, les projets d'injection prennent plusieurs années à se concrétiser. GrDF – acteur du long terme – mobilise ses équipes pour apporter un appui et accompagner les entrepreneurs et les acteurs de terrain.
Les résultats concrets
GrDF fait évoluer son offre technique pour répondre au mieux aux demandes d’injection. Cette offre technique concerne :
Les études
En amont des projets, les études de faisabilité, détaillées, de dimensionnement, évaluent les quantités de biométhane qui pourront être injectées en fonction des consommations de la zone concernée par l'injection. Leur précision et fiabilité sont essentielles
car la rémunération du porteur de projet est directement liée aux quantités injectées.
Elles donnent aussi la dépendance des consommations à quelques gros consommateurs qui pourraient fragiliser le projet s'ils changeaient d'énergie, réduisaient ou interrompaient leur activité ; une faible dépendance rassure les financeurs, la fiabilité de nos études sur ce point est donc aussi essentielle.
Elles évaluent le coût du raccordement du projet au réseau de distribution.
Depuis début 2012, près de 200 études de faisabilité et détaillées ont été réalisées par GrDF.
L’injection
Une 1ʳᵉ génération de postes d'injection fonctionne et a inspiré les cahiers des charges des autres opérateurs de réseaux. En 2014, un 2ᵉ appel d’offres européen a été lancé qui a permis de retenir 2 prestataires pour fournir la 2ᵉ génération de postes d'injection.
Ces postes ont 4 fonctions :
- ¢ l'odorisation du gaz (cette fonction peut éventuellement être réalisée par le producteur) : le biométhane est inodore. Pour être détectable en cas de fuite même très faible, il est, comme le gaz naturel, odorisé.
- ¢ le contrôle en continu de la qualité du biométhane. Le Pouvoir Calorifique Supérieur (PCS), l'indice de Wobbe, la densité, le point de rosée eau, la teneur en H₂S, la teneur en COS, la teneur en O₂, la teneur en CO, la teneur en Tétrahydrothiophène (THT), ainsi que la température du biométhane, sont effectués par les analyseurs en ligne de l'installation d'injection.À noter : en plus des contrôles continus, des contrôles ponctuels effectués par un laboratoire permettent de mesurer la teneur en soufre total, le chlore (Cl), le fluor (F), l’hydrogène (H₂), l'ammoniac (NH₃), le monoxyde de carbone (CO), ainsi que les mercaptans et le mercure (Hg). Ils sont effectués 1 fois/mois la 1ʳᵉ année mais pourront éventuellement être espacés ensuite.
- ¢ la régulation en pression qui permet au biométhane d’être prioritaire sur le réseau
- ¢ le comptage des quantités qui permettra au producteur de percevoir sa rémunération
Les postes d’injection sont la propriété de GrDF qui perçoit une rémunération de la part du producteur. Cette rémunération comprend 3 composantes : la mise à disposition du poste d’injection, sa maintenance (pièces, main-d’œuvre, déplacements, mises à niveau réglementaire, remplacement en fin de vie), et l’exploitation du réseau dans lequel le biométhane est injecté.
Cette prestation est dans le catalogue des prestations de GrDF.
Retour d’expérience sur les projets qui injectent
Les contrôles ponctuels de tous les projets qui injectent ont toujours été parfaitement conformes. Concernant les contrôles continus, quelques interruptions ont été constatées, peu nombreuses et de courte durée. Le réglage de l’épuration ou de l’odorisation suffit à rendre le biométhane de nouveau conforme.
La crédibilité acquise par ces 1ʳᵉ réalisations rassure la filière et génère une mobilisation croissante du monde agricole.
GrDF communique largement sur ces succès qui rassurent les financeurs et suscitent l’intérêt de nouveaux porteurs.
GrDF est gestionnaire du registre des Garanties d’Origine
Le contexte réglementaire qui permet depuis novembre 2011 d’injecter du biométhane dans les réseaux de distribution et transport prévoit la mise en place, dans le cadre d’une Délégation de Service Public (DSP) d’une durée de 5 ans, d’un registre national qui assurera la traçabilité des volumes de ce gaz renouvelable (décret n° 2011-1596 du 21 novembre 2011). GrDF a été choisi à l'issue d’une procédure d’appel d’offres et est donc gestionnaire du registre des Garanties d’Origine pour une durée de 5 ans jusqu’en 2017.
Une garantie d’origine (GO) correspond à 1 MWh de biométhane injecté ; elles sont émises, transférées, annulées et détruites. Le registre trace ces transactions, valide les quantités produites, échangées ou vendues, et mémorise les acteurs intervenant dans ces actions. Ce rôle est essentiel car il garantit que chaque molécule de biométhane produite grâce à des procédés vertueux sera valorisée à sa juste valeur, et que chaque molécule de gaz appelée « biométhane » a bien été produite suivant des procédés énergétiquement et écologiquement efficaces.
L’intérêt et la pérennité de la filière biométhane reposent avant tout sur les garanties d'origine. Sans ce dispositif de traçabilité, le biométhane ne serait qu’un produit financier pour des producteurs rémunérés par un tarif d’achat qui ne se soucient guère de l’usage fait de cette énergie renouvelable à haute valeur ajoutée, une fois injectée dans le réseau.
Les garanties d’origine permettent de capter la valeur du gaz vert en le suivant depuis sa production jusqu’à sa valorisation. Elles permettront à une collectivité locale de communiquer sur l’origine de l’énergie consommée et le devenir des déchets traités.
Plus largement, le contexte énergétique européen favorise et accélère l’émergence rapide de sites de production de biométhane dans tous les pays. GrDF, en sa qualité de gestionnaire du registre français, et à la demande de l’ADEME, participe à un groupe de travail qui pose les bases d'une coopération entre gestionnaires pour permettre les transferts de biométhane entre les pays européens.
Conclusions
Depuis 2 ans, plusieurs projets se sont réalisés et injectent sur le réseau de distribution.
Le retour d’expérience que GrDF fait sur ces projets est très positif : la qualité du biométhane est conforme aux spécifications, les arrêts sont peu nombreux et de courte durée.
L’offre technique d’épuration s’est élargie : épuration à l'eau pour le projet de Lille Sequedin, membranes à Morsbach et Chaumes-en-Brie, PSA à Mortagne-sur-Sèvre. Plusieurs fournisseurs différents se sont positionnés sur ce marché, les projets qui seront bientôt en service élargiront encore ce panel de techniques ou de fournisseurs.
Actuellement, dans tous les cas, les biométhanes sont conformes. Voilà de quoi rassurer les investisseurs, les porteurs de projets, les pouvoirs publics.
Toutefois, il reste de nombreux sujets d'étude pour faciliter l'implantation des projets et améliorer leur rentabilité. Dans le cadre du GT injection (groupe de concertation qui réunit tous les acteurs de la filière) ou du partenariat ADEME/GrDF, de nombreux chantiers sont lancés.
Ils portent sur des sujets techniques, sociologiques et stratégiques : rebours, gestion des files d'attente et des capacités, production décentralisée et injection centralisée, acceptabilité des projets. Tous sont nécessaires et tous nécessitent un fort investissement de notre part en pilotage, coordination, validation et déploiement.
Pour en savoir plus :
www.injectionbiomethane.fr
