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Point de vue d’Anthony Mazzenga (GRDF) :

GRDF a un rôle important sur le sujet du biométhane puisque le gestionnaire de réseaux est amené à intégrer le biométhane dans les réseaux de gaz naturel.

L’expression employée aujourd’hui de « gaz local » rappelle une notion qui était utilisée à l’arrivée du gaz de ville en France, il y a deux cents ans. À cette époque, la distribution du gaz était « du tout petit » et « du très local ». Cela s’est progressivement étendu et développé jusqu’à des usines très importantes. Pour donner un ordre de grandeur, sur la photographie ci-dessous, le losange jaune représente aujourd’hui le stade de France et les pointillés bleus représentent le centre de recherche d’un fournisseur de gaz naturel.


Source : GRDF

La distribution du gaz a beaucoup évolué depuis cette époque. Aujourd’hui, le gaz est une énergie très centralisée. L’arrivée du gaz naturel a diversifié les sources d’approvisionnement, le territoire français a été maillé de réseaux de transport et les réseaux de distribution ont été étendus au-delà des grandes villes qui avaient leur propre usine à gaz.


Source : GRDF

Dans un intervalle de temps relativement réduit, entre l’arrivée du gaz naturel en 1956 et la fin du gaz de ville au début des années 1970, la nature même du gaz qui était distribué dans les réseaux, ainsi que le mode d’exploitation des réseaux, ont changé tandis que les réseaux sont restés. En effet, une partie des réseaux de distribution exploités aujourd’hui sont les réseaux qui distribuaient le gaz de ville à l’époque. Cela montre la très grande flexibilité des infrastructures de gaz.

Le biométhane constitue-t-il la suite de cette évolution ? Aura-t-on demain, une conversion du gaz naturel vers le biométhane avec un retour de la gestion locale décentralisée, c’est-à-dire un retour au mode de fonctionnement des réseaux connu précédemment ?


Source : GRDF

GRDF croit fortement à cette transition vers le biométhane. C’est pourquoi GRDF est très impliqué, au-delà du simple rôle de gestionnaire de réseaux de distribution de gaz naturel, dans le développement de la filière : GRDF copilote avec l’ADEME depuis 4 ans un groupe de travail intitulé « Injection biométhane » qui rassemble différents acteurs de la filière dont la CRE, les pouvoirs publics, les représentants des filières agricoles et industrielles. Il a pour objet de réfléchir aux règles de fonctionnement de cette nouvelle filière parce que les décrets autorisant l’injection de biométhane datent de novembre 2011.

En outre, GRDF a, dans chacune de ses régions, des référents qui accompagnent les porteurs de projet pour les aider dans leur raccordement aux réseaux publics de distribution de gaz naturel.


Source : GRDF

Il existe différentes conditions afin de pouvoir monter un projet d’injection de biométhane :

  • avoir des intrants conformes à la réglementation : l’État a jugé que certains intrants industriels étaient de nature à produire un biogaz susceptible de contenir des traces minoritaires dangereuses en matière sanitaire. Rappelons que le gaz injecté dans les réseaux publics de distribution de gaz naturel peut être utilisé pour tous les usages, dont l’usage cuisson dans le logement. Depuis juin 2014, les boues de station d’épuration ont été ajoutées à la liste déjà importante des intrants autorisés ;
  • produire un biométhane dont la qualité répond aux spécifications techniques de GRDF ;
  • injecter une quantité de biométhane égale ou inférieure aux consommations de la zone de distribution où est raccordée l’installation, le gaz ne pouvant pas « remonter » les détentes successives.

 

Lorsque ces exigences sont respectées, cela permet d’injecter et de bénéficier d’un tarif d’achat, un tarif garanti pendant quinze ans.


Source : GRDF

La présentation du projet de Bioénergie de la Brie a permis d’exposer la problématique d’adéquation entre la production/injection du biométhane localement et la consommation. En effet, les réseaux gaz naturel fonctionnent par détentes successives (on passe d’un réseau de transport à haute pression à des réseaux de distribution de plus basse pression) et le gaz ne peut pas remonter d’un niveau de pression plus faible à un niveau de pression supérieur. Lors de l’injection dans le réseau de distribution, il faut trouver des consommateurs de gaz dans la zone. La difficulté est que le gaz est souvent utilisé pour le chauffage, il a donc une très forte saisonnalité.

Les graphiques ci-dessous représentent des cas réels de consommation de gaz sur une année complète. Sur le premier graphique, le réseau de distribution dessert essentiellement des zones résidentielles. Lorsque la saison de chauffe est terminée, il reste seulement des débits très faibles pour les usages d’eau chaude sanitaire et de cuisson. Dans ce cas précis, le porteur de projet a demandé un débit très faible, il pourra injecter sans contrainte toute l’année.

Dans le second cas, la consommation est majoritairement réalisée par un gros consommateur industriel présent dans la zone et celui-ci fonctionne avec des arrêts durant les week-ends et au mois d’août. L’injection de la production de biométhane est donc conditionnée à la consommation du site industriel, ce qui peut présenter un risque de pérennité sur la durée du contrat d’injection, et obligera à moduler la production certains week-ends et durant l’été.

Dans 60 % des projets de production de biométhane soumis à GRDF, l’injection est possible sans interruption, grâce à des adaptations marginales et au suivi de charge durant la période estivale. Pour les 40 % restants, GRDF est amené à dire au porteur de projet que l’injection ne pourra pas se faire à certaines périodes et que le modèle économique n’est pas viable. Rien n’est perdu pour autant dans ces cas précis, une réflexion territoriale peut accompagner ce type de projet afin de trouver des solutions alternatives telles que le maillage de plusieurs zones du réseau de distribution, le déplacement du projet, etc.


Source : GRDF

Afin d’éviter de constater des difficultés, voire une impossibilité d’injection lors d’une demande, GRDF a mis en place différents outils, et notamment des cartes indiquant les possibilités d’injection en fonction de la zone géographique.

Par exemple, dans la région de Bordeaux, les zones colorées sur la carte ci-dessous représentent les zones disposant d’un réseau de distribution de gaz naturel. Quand la zone est grisée, les caractéristiques du réseau et des consommateurs présents dans la zone ne permettent pas d’injecter ou permettent d’injecter des débits tellement faibles que le porteur de projet est incité à réorienter son projet.

Dans les zones en bleu, les débits sont très conséquents en raison de la présence de zones industrielles et/ou d’un grand foisonnement de zones résidentielles.

Ces cartes répondent aux besoins des collectivités territoriales dans la mise en œuvre de leurs politiques territoriales énergétiques et des déchets et leur permettent d’orienter le développement des projets de production et d’injection de biométhane.


Source : GRDF

Après ces premières étapes, GRDF réalise des études de dimensionnement :

  • indicateur d’évaluation du risque de saisonnalité : l’étude positionne le débit demandé par le porteur de projet par rapport aux consommations de la zone concernée par le projet ;
  • indicateur d’évaluation du risque de forte dépendance à un consommateur : l’étude précise le pourcentage de dépendance aux gros consommateurs ;
  • évaluation de l’enveloppe budgétaire du raccordement.

Une fois cette étude réalisée, le projet entre dans le registre de capacités. Le registre des capacités fonctionne selon la règle du « premier arrivé, premier servi ». Un porteur de projet entré en premier dans le registre des capacités dispose d’un droit d’injection prioritaire sur les porteurs de projets entrés postérieurement dans le registre des capacités.

Par la suite, GRDF raccorde l’installation de biométhane au réseau de gaz de naturel et livre un poste d’injection. Le poste d’injection régule les pressions, odorise le biométhane, compte le gaz et vérifie la qualité du biométhane.


Source : GRDF

Dans le poste d’injection se trouvent deux chromatographes qui vérifient en continu la qualité du biométhane, afin qu’il réponde aux différentes exigences en termes de pouvoir calorifique et d’un certain nombre de composés qui pourraient poser problème d’un point de vue sanitaire ou du point de vue du réseau.

Aujourd’hui, 6 sites injectent dans le réseau de distribution de gaz naturel. La qualité du gaz injecté répond tout à fait aux spécifications des réseaux indépendamment du type de site (industriel, agricole, etc.) et des technologies d’épuration (membrane, lavage à eau, adsorption par variation de pression - Pressure swing adsorption ou PSA).


Source : GRDF

Lorsqu’il injecte dans le réseau, le porteur de projet peut bénéficier d’un contrat et d’un tarif d’achat auprès des fournisseurs de gaz naturel. Le tarif fonctionne d’une manière différente pour le biométhane que pour l’électricité renouvelable. Tous les fournisseurs peuvent contractualiser avec les producteurs. Les fournisseurs sont compensés par un système géré par la Caisse des dépôts. Le tarif d’achat dépend du type d’intrant (prime en fonction de la durabilité des différentes filières) et de la taille du projet. Le tarif est dégressif plus la taille du projet augmente en raison d’économies d’échelle importantes. L’État a fait le choix de tarifs qui permettent de faire émerger des projets de plus petite taille.


Source : GRDF

Un système de garantie d’origine a été mis en place pour organiser le marché naissant des offres de biométhane. Les garanties d’origine sont attribuées à tout fournisseur ayant conclu un contrat d’achat qui en fait la demande. Elles sont attribuées par mégawattheure de biométhane injecté dans le réseau et sont valables deux ans.

Les garanties d’origine peuvent être échangées dans le cadre d’un registre des garanties d’origine, dont la gestion a été déléguée à GRDF, sur lequel sont notamment inscrits leur création, leurs échanges, leur suppression ainsi que leurs conditions d’utilisation.


Source : GRDF

Après quelques années, plusieurs constats peuvent être faits :

  • les projets proposés sont de taille croissante : hausse des débits ;
  • les projets se regroupent : un projet à la maille du territoire peut avoir des avantages, notamment le foisonnement des intrants apportés dans le méthaniseur et l’accès à un foncier plus large (possibilité de positionner le projet plus près du réseau ou près d’un réseau de gaz naturel qui absorbe mieux le débit). En revanche, les projets territoriaux sont plus complexes et plus longs à mettre en place ;
  • les projets sont plus longs à mettre en œuvre : un projet soumis à autorisation requiert quatre ans minimum avant sa mise en service en France, dont au moins deux ans de procédure ICPE (Installations classées pour la protection de l’environnement). Cette thématique devra faire l’objet d’une réflexion si l’on veut lancer la filière plus vite et plus fort.


Source : GRDF

Dans sa feuille de route publiée dans le cadre d’un projet européen et élaborée très largement dans le cadre du groupe de travail « Injection biométhane », l’ADEME évoque un scénario tendanciel qui serait de 12 TWh de biométhane à l’horizon 2030. Un scénario plus optimiste, qui supposerait que la transition énergétique soit plus rapide, serait de 30 TWh de biométhane à l’horizon 2030. Avec ces estimations, il serait possible de faire rouler 200 000 véhicules lourds au bioGNV. Tout cela suppose d’aller chercher beaucoup d’effluents agricoles : il faut donc trouver des solutions pour aller chercher ce potentiel dans les territoires.


Source : GRDF

Pour aller chercher ce potentiel, GRDF réfléchit au rebours qui consisterait à mettre de la compression soit entre différents niveaux de pression dans le réseau de distribution, soit entre le réseau de distribution et le réseau de transport, afin de faire remonter le gaz pour pouvoir l’injecter en continu et ne plus dépendre des problématiques de débit en été.

Cela pose des questions de financement des coûts supplémentaires engendrés par ces nouveaux éléments intégrés dans le système. Les réseaux de gaz deviennent plus intelligents, pilotés et bidirectionnels.


Source : GRDF

Par ailleurs, on parle aujourd’hui d’injection déportée. Il s’agit de la possibilité de produire du biométhane à un endroit, de le transformer (compression ou liquéfaction) et de le mettre dans des camions pour l’amener jusqu’à un point d’injection. Un porteur de projet en Lozère, département dépourvu de réseau de gaz, pourrait ainsi exporter son biométhane vers un endroit où il y a une possibilité d’injection. Il est même possible d’imaginer de mutualiser un point d’injection centralisé pour exporter le biométhane de plusieurs sites éloignés. Toutes ses réflexions sont en cours d’analyse et de discussion pour adapter le cadre réglementaire et permettre davantage de biométhane dans les réseaux publics de gaz naturel demain.


Source : GRDF



Anthony Mazzenga
27 janvier 2015





Anthony Mazzenga est chef du pôle Stratégie au sein de la Direction Stratégie Régulation de Gaz Réseau Distribution France (GrDF).



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