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Introduction : le biométhane, une énergie renouvelable pour les territoires dans la transition énergétique

Le contexte de développement du biogaz et du biométhane

Le biogaz participe aux engagements de la France pour la production d’énergie renouvelable sous la forme d’électricité, de chaleur et de carburant (loi NOME, directive européenne 28/CE/2009, loi Grenelle 2010, plan national d’action en faveur des EnR 2010). Sa valorisation permet de diminuer les consommations d’énergie fossile, de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de restituer de la matière organique aux sols lors de l’épandage du digestat (autre résidu issu du procédé de méthanisation, à l’état solide ou liquide).

Le développement de la filière biogaz, et en particulier de la méthanisation agricole encourage le traitement des effluents et des déchets agricoles et favorise une meilleure gestion de l’azote d’origine organique. De son côté, la valorisation énergétique du biogaz assure un complément de revenu aux exploitants d’unités de production de biogaz, par la revente de l’électricité, de la chaleur ou du gaz (biométhane).

Plus généralement, la filière biogaz permet la valorisation des déchets organiques (déchets ménagers, agricoles, agro-industriels, boues d’épuration urbaines), participant ainsi aux objectifs nationaux de réduction de mise en décharge de la matière organique, de création d’emplois locaux, et de développement de l’économie circulaire pour les déchets.

Par ailleurs, l’appel à projets pour le développement de 1500 projets de méthanisation en 3 ans, lancé par le gouvernement, vise à améliorer le traitement des déchets organiques en mobilisant les acteurs locaux.

L’injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturel est un procédé de valorisation du biogaz en pleine émergence en France. Son développement s’appuie sur les exemples européens de pays ayant déjà une expérience en matière d’injection (Allemagne, Suisse, Autriche par exemple), ou sur d’autres pays comme la Suède ou le Royaume-Uni.

Aidé par les travaux d’un groupe de travail national sur l’injection, d’abord réuni à l’initiative du Ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie en 2009, puis dont la co-animation a été confiée à l’ADEME et GRDF depuis mai 2010, l’État a formalisé un cadre règlementaire et tarifaire pour le biométhane qui a été publié fin 2011, et complété en 2013 et 2014.

Aujourd’hui, la France est le seul pays européen à proposer un cadre réglementaire complet :

  • des décrets et arrêtés définissant les conditions de vente du biométhane, la compensation des charges de service public portant sur l’achat de biométhane, les conditions de contractualisation entre producteurs de biométhane et fournisseurs de gaz naturel, les modalités de désignation de l’acheteur de biométhane de dernier recours, la nature des intrants
  • un arrêté définissant le tarif d’achat pour le biométhane
  • un arrêté définissant les garanties que ce biométhane est d’origine renouvelable (« garanties d’origine »).

Les usages du biogaz/biométhane

Le biogaz issu de la méthanisation des déchets organiques peut être valorisé sous différentes formes :

  • utilisé pour produire de l’électricité ou/et de la chaleur ;
  • après épuration poussée, utilisé sous forme de carburant, pour alimenter des véhicules fonctionnant au gaz naturel ;
  • ou injecté dans le réseau de gaz naturel, l’injection étant autorisée depuis 2011 en France.

L’épuration et l’enrichissement du biogaz permettent d’augmenter sa concentration en méthane afin d’atteindre un niveau de qualité équivalente à celle du gaz naturel (plus de 97 % de méthane dans le mélange gazeux). Ce « biométhane » est alors injecté dans le réseau de gaz où il est parfaitement miscible avec le gaz naturel. Il peut alors être utilisé par des particuliers, des industriels ou des entreprises, avec les mêmes usages que le gaz naturel : cuisson, chauffage, carburant ou cogénération.

La valorisation énergétique du biogaz permet d’exploiter le potentiel énergétique de la matière organique des déchets, tout en assurant, par la méthanisation, un traitement et le retour au sol de cette même matière organique.

Différents équipements de valorisation peuvent être utilisés, après un traitement préalable rustique du biogaz, par condensation, refroidissement et déshydratation, ou après un traitement plus poussé destiné à éliminer les composés indésirables (siloxanes, sulfure d’hydrogène).

  • les chaudières à combustion directe : c’est le moyen le plus simple pour utiliser le biogaz qui est brûlé pour une production de chaleur sur le site, ou transporté par canalisations vers un utilisateur final ;
  • les moteurs de cogénération d’électricité et de chaleur : c’est la valorisation standard du biogaz en France, avec un rendement de production énergétique d’environ 85 %. Néanmoins, la valorisation de la chaleur reste tributaire de l’existence de débouchés à proximité du site de production de biogaz ou limités dans le temps ;
  • les turbines à gaz : pour des installations de puissance installée importante, le biogaz peut être brûlé dans des turbines à gaz et transformé en électricité. Pour des petites puissances (< 200 kWe), des « micro-turbines » sont disponibles. Le rendement énergétique est plus faible (< 30 %) mais les turbines nécessitent moins d’entretien que les moteurs ;
  • l’injection dans le réseau de gaz naturel : c’est le mode de valorisation considéré comme le plus intéressant d’un point de vue énergétique. Le biogaz est épuré et enrichi avant d’être distribué dans le réseau de gaz naturel. Il peut aussi être compressé avant d’être utilisé comme carburant pour véhicules. L’injection de biométhane est limitée par la capacité d’absorption du réseau de gaz naturel (elle-même directement liée à la consommation des usagers).

Le choix du mode de valorisation énergétique du biogaz est dépendant de son contexte de production, des conditions d’exploitation, des substrats traités, etc. Il est préférable de choisir une solution de valorisation où le potentiel énergétique du biogaz peut être utilisé à son maximum. Une combinaison des modes de valorisation, par exemple la production d’électricité et l’injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturel, peut alors s’avérer judicieux.

Le potentiel de production

Une étude d’estimation des gisements potentiels de substrats utilisables en méthanisation a été menée par l’ADEME en 2013 dans le but d’en déterminer le gisement mobilisable en 2030. Les ressources prises en compte sont les ressources agricoles (effluents d’élevage, résidus de cultures, cultures intermédiaires à vocation énergétique, les ressources d’industries agro-alimentaires (IAA) par secteurs d’activités, les ressources de l’assainissement, les déchets verts, les biodéchets des ménages et les biodéchets de la restauration, des petits commerces, de la distribution et des marchés).

Le gisement global mobilisable en 2030 pour la méthanisation est évalué 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.

En comparaison, le potentiel total de production de biogaz à partir des ressources considérées dans cette étude s’élève à 185 TWh.

Les perspectives de développement à l’horizon 2030

En France, dans « Une vision pour le biométhane en France pour 2030 » publiée fin 2014 par l’ADEME, dans le cadre du projet européen GreenGasGrids, les perspectives de distribution du biogaz sous forme de biométhane dans les réseaux laissent espérer une production de 12 TWh à 30 TWh selon les hypothèses retenues. Ces chiffres correspondent entre 500 et 1 500 unités de production de biométhane à répartir sur l’ensemble du territoire.

Avec une consommation de gaz naturel de l’ordre de 500 TWh, le biométhane pourrait représenter au maximum 5 à 6 % de la consommation de gaz naturel en France en 2030.

Méthanisation à la ferme : Quand le biométhane s’invite dans le réseau public de gaz


Présentation du fonctionnement de l'unité de méthanisation "Agri Bio Methane",
1er site d'injection de biométhane du Grand Ouest (85)

Pour en savoir plus :

www.injectionbiomethane.fr
www.greengasgrids.eu : National Roadmaps
Estimation des gisements potentiels de substrats utilisables en méthanisation

L’Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Énergie (ADEME) est un établissement public sous la triple tutelle du ministère de l’Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement, du ministère de l’Enseignement supérieur et de la Recherche et du ministère de l’Économie, des Finances et de l’Industrie. Elle participe à la mise en œuvre des politiques publiques dans les domaines de l’environnement, de l’énergie et du développement durable.
Afin de leur permettre de progresser dans leur démarche environnementale, l’agence met à disposition des entreprises, des collectivités locales, des pouvoirs publics et du grand public, ses capacités d’expertise et de conseil. Elle aide en outre au financement de projets, de la recherche à la mise en œuvre et ce, dans les domaines suivants : la gestion des déchets, la préservation des sols, l’efficacité énergétique et les énergies renouvelables, la qualité de l’air et la lutte contre le bruit.

La filière biométhane en France

Comment produit-on du biométhane ?

Le biométhane est du biogaz ayant subi une phase d’épuration.

Le biogaz, un produit de la dégradation de la matière organique

Le biogaz, issu de la dégradation de matières organiques en l’absence d’oxygène, est un gaz renouvelable, principalement composé de méthane : en moyenne 60 % de méthane, 30 % de dioxyde de carbone et 10 % de gaz résiduels (notamment, vapeur d’eau et sulfure d’hydrogène).

Ce biogaz peut provenir de deux sources :

  • soit de la dégradation des matières organiques stockées dans les Installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND) ;
  • soit être produit par la méthanisation de matières organiques non ligneuses dans un digesteur.

Les matières organiques dont la dégradation produit du biogaz sont nombreuses : effluents d’élevage, résidus de l’activité agricole, déchets organiques des ménages, déchets biodégradables des grandes surfaces ou de la restauration, boues de stations d’épuration, déchets ou co-produits d’industries agroalimentaires, tontes de pelouses des collectivités, etc.

Une technologie de production d’énergie et de valorisation organique

Dans le procédé de méthanisation, une partie de la matière organique ne se dégrade pas et est récupérée en sortie : il s’agit du digestat. Ce résidu a les qualités agronomiques requises pour remplir les fonctions de fertilisation et d’amendement, en substitution des engrais chimiques. Ce digestat est donc épandu sur les sols agricoles.

À l’heure actuelle, l’essentiel de l’énergie primaire issue du biogaz produit en France est valorisée par cogénération, c’est-à-dire la production simultanée d’électricité et de chaleur. Une centaine de sites, essentiellement des installations industrielles et des stations d’épuration valorisent le biogaz par combustion dans une chaudière pour leurs besoins propres en chaleur ou en vapeur.

Enfin, il est possible d’épurer le biogaz pour le transformer en biométhane.

La valorisation du biogaz en biométhane

Le biométhane est un biogaz ayant subi une étape d’épuration – c’est-à-dire d’élimination des gaz autres que le méthane – de sorte à ce qu’il présente une teneur en CH4 de l’ordre de 85 à 100 %.

Il existe différents procédés pour épurer le biogaz notamment l’adsorption par variation de pression (Pressure Swing Adsorption - PSA ), le lavage à l’eau, le lavage aux amines ou encore la séparation par membrane.

Comment utilise-t-on du biométhane ?

Le biométhane, pour pouvoir bénéficier d’un tarif d’achat garanti doit être injecté dans les réseaux de gaz naturel qui maillent le territoire français. Du fait de sa composition, le biométhane est totalement miscible avec le gaz naturel ce qui lui permet d’être stockable et transportable dans ces réseaux dans les mêmes conditions que son équivalent fossile.

Pour assurer la traçabilité du biométhane dans ces réseaux, un système de suivi dit « mécanisme de certificats de garanties d’origine » a été mis en place en vue de garantir au consommateur final de biométhane qu’il utilise effectivement un gaz renouvelable.

Les utilisations du biométhane sont les mêmes que celles du gaz naturel : eau chaude sanitaire, chauffage, cuissons, besoins industriels, etc. Une des valorisations pertinente encore méconnue est la valorisation en carburant. L’utilisation de biométhane en carburant dans les transports (on parle de bioGNV) permettrait de réduire les émissions de gaz à effet de serre dans ce secteur. En outre, étant entendu que le bioGNV et le GNV (gaz naturel pour véhicules) ont la même composition chimique, les véhicules roulant au gaz ainsi que les stations de remplissage peuvent être alimentés par du bioGNV sans modifications techniques.

Ainsi aucune rupture technologique n’est nécessaire et les bénéfices que l’on connait au GNV – très peu de particules fines, 80 % d’oxyde d’azote (NOx) en moins par rapport au gazole et moins d’émissions sonores – sont également valables pour les véhicules bioGNV.

Combien produit-on de biométhane en France ?

Début 2015, on compte six sites d’injection de biométhane en fonctionnement. Ce chiffre est encore faible car le dispositif de soutien par l’État (tarif d’achat) n’a été mis en place que depuis 2011. Compte tenu du temps de développement des projets, les premiers projets voient le jour aujourd’hui.

Ces installations ont ainsi produit 20nbsp;GWh de biométhane en 2013 et 50 GWh en 2014.

Deux d’entre elles traitent des déchets ménagers, quatre sont des installations agricoles (voir figure ci-dessous). À noter qu’il existe également deux installations de production de biométhane à partir de gaz de décharge qui n’injectent pas dans les réseaux mais utilisent leur biométhane sur site comme carburant.

Carte des installations d’injection de biométhane en France – Janvier 2015

Source : GRDF

Il est prévu une montée en puissance de la filière biométhane pour les années à venir. Une dizaine de nouveaux projets devraient être mis en service en 2015.

Les gestionnaires de réseau de gaz naturel font état d’un fort intérêt pour cette filière de la part des porteurs de projets au vu des demandes d’études pour le raccordement des installations de production de biométhane : GRDF reçoit chaque année plus de 100 demandes d’études et GRTgaz évalue à 17 le nombre d’installations susceptibles d’injecter dans le réseau de transport d’ici 2016 à 2017.

L’ADEME, quant à elle, évalue le potentiel d’injection de biométhane à plus de 10 % du volume de gaz dans les réseaux en 2030 et à 25 % en 2050 (voir figures ci-dessous).


Source : Contribution de l’ADEME à l’élaboration devisions énergétiques 2030-2050, 2013

Pour en savoir plus :

Minisite du groupe de travail « Injection biométhane »
Page dédiée à l’injection du biométhane sur le site d’ATEE
Site de la DGEC dédié au tarif d’achat du biométhane injecté

Créé en 1999 au sein de l’Association Technique Énergie Environnement (ATEE), le Club Biogaz est l’interprofession du biogaz. Il rassemble en 2014, plus de 240 structures adhérentes, représentées par un comité de direction élu. C’est un interlocuteur reconnu par les pouvoirs publics, grâce à ses actions pour promouvoir le développement des filières de production et de valorisation du biogaz. Force de proposition pour les évolutions réglementaires et tarifaires, il organise des groupes de travail sur les différents sujets liés au biogaz, et publie des documents techniques, réglementaires ou des notes de positionnement pour aider au bon développement de la filière biogaz en France.

Le dispositif de soutien au biométhane injecté dans les réseaux

La digestion anaérobie de matière organique produit un gaz constitué principalement de méthane et de dioxyde de carbone, appelé biogaz.

Le biogaz peut être épuré afin d’obtenir les caractéristiques physico-chimiques du gaz naturel et de pouvoir être injecté directement dans les réseaux de gaz naturel. C’est alors du biométhane.

La production de biométhane est soutenue par les pouvoirs publics au travers du dispositif d’obligation d’achat prévu à l’article L. 446-1 et suivants du code de l’énergie. Tout producteur de biométhane injectant du gaz dans les réseaux est rémunéré par un tarif d’achat, dont le niveau est fixé par arrêté, qui lui est versé par le fournisseur de gaz avec lequel il a conclu un contrat d’achat de sa production. Les charges résultant de l’exécution de ces contrats sont financées par la « contribution biométhane », dont s’acquittent tous les consommateurs finals de gaz naturel.

Contexte

La réglementation

La vente de biogaz est régie par les articles L. 446-1 et suivants du code de l’énergie. Huit arrêtés et décrets ont été pris en novembre 2011 pour spécifier les conditions d’application de l’obligation d’achat du biométhane. Certains ont été modifiés depuis pour permettre la double valorisation du biogaz (électricité et gaz naturel) ou pour autoriser la production de biométhane à partir des boues des stations d’épuration.

Pour en savoir plus :

Décret n° 2011-1595 du 21 novembre 2011 relatif à la compensation des charges de service public portant sur l’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel
Décret n° 2011-1594 du 21 novembre 2011 relatif aux conditions de vente du biométhane aux fournisseurs de gaz naturel
Décret n° 2011-1596 du 21 novembre 2011 relatif aux garanties d’origine du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel
Décret n° 2011-1597 du 21 novembre 2011 relatif aux conditions de contractualisation entre producteurs de biométhane et fournisseurs de gaz naturel (modifié par le décret n° 2013-177 du 27 février 2013 et par le décret n° 2014-672 du 24 juin 2014)
Arrêté tarifaire du 23 novembre 2011 fixant les conditions d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel, modifié par l’arrêté du 27 février 2013 (double valorisation du biogaz) et par l’arrêté du 24 juin 2014 (autorisation donnée aux stations d’épuration d’injecter du biométhane)
Arrêté du 23 novembre 2011 fixant la nature des intrants dans la production de biométhane pour l’injection dans les réseaux de gaz naturel et modifié par l’arrêté du 24 juin 2014
Arrêté du 23 novembre 2011 fixant la part du montant des valorisations financières des garanties d’origine venant en réduction des charges de service public portant sur l’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel donnant droit à compensation
Arrêté du 23 novembre 2011 fixant la part du montant des valorisations financières des garanties d’origine venant en réduction des charges de service public portant sur l’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel donnant droit à compensation

Le fonctionnement

La figure ci-dessous schématise le fonctionnement de la « contribution biométhane ».


Source : CRE

Contrairement aux producteurs d’électricité bénéficiant de l’obligation d’achat, les producteurs de biométhane ont la faculté de choisir leur acheteur. Des acheteurs de dernier recours sont prévus. Leur liste a été fixée par l’arrêté du 4 juin 2012.
Des garanties d’origine (GO) sont associées à l’injection de biométhane dans le réseau. L’acheteur est subrogé au producteur dans son droit à obtenir la délivrance des GO :

  • s’il valorise les garanties d’origine qu’il détient sous forme de gaz (vente des GO à une contrepartie ou vente à certains de ses clients de « gaz vert »), 75 % du produit de cette vente sont affectés à la réduction des charges de service public ;
  • s’il les valorise sous forme de carburant, il conserve la totalité du produit de la vente.

Types d’installations et tarifs

Les tarifs perçus par les producteurs de biométhane dépendent du type d’installation (installation de stockage de déchets non dangereux - ISDND, méthanisation agricole, station d’épuration, etc.), des types d’intrants utilisés, et de la capacité maximale de production. Ces tarifs sont indexés sur l’évolution des indices du coût du travail dans les industries mécaniques et électriques et celui des prix à la production de l’industrie.

Pour comparaison, la moyenne des prix du gaz naturel en France au PEG Nord retenue pour calculer les charges de service public prévisionnelles de 2015 est de 25 €/MWh. Les tarifs d’achat peuvent donc être jusqu’à plus de cinq fois supérieur.

La double-valorisation

La double-valorisation est un moyen pour un producteur de s’affranchir des limites éventuelles rencontrées pour les débouchés de l’une ou l’autre des valorisations. C’est le cas d’une installation implantée dans une zone de faible consommation de gaz ne permettant pas d’injecter la quantité de biométhane souhaitée dans le réseau de gaz naturel et ne disposant pas d’un débouché chaleur suffisant pour permettre de rentabiliser une installation de cogénération3. Dans un tel cas, la double-valorisation permet d’injecter une quantité de biométhane moins importante, pour ne pas saturer le réseau de gaz naturel de la zone, et de valoriser une proportion plus importante de la vapeur produite par l’installation de cogénération, augmentant ainsi son efficacité énergétique et le montant de la prime qui lui est associée.
Cette disposition permet ainsi à une installation de cogénération mise en service avant la date de publication du décret du 27 février 2013 de bénéficier d’un contrat d’achat pour l’injection de biométhane à un tarif d’achat prenant en compte l’amortissement partiel déjà réalisé.

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3 La délibération de la CRE du 28 avril 2011 portant avis sur le projet d’arrêté fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz montre que le taux de rentabilité interne d’un projet est fortement dépendant de l’efficacité énergétique de l’installation, elle-même fonction de la quantité de chaleur que le producteur est en mesure de valoriser.

Charges de service public et contribution biométhane

Chaque année avant le 31 mars de l’année N, les acheteurs de biométhane au cours de l’année N-1 déclarent à la CRE :

  • leurs achats de biométhane constatés au titre de l’année précédente ;
  • leurs frais de gestion ;
  • la valorisation de leurs garanties d’origine.

Chaque année avant le 31 juillet de l’année N, les acheteurs de biométhane au cours de l’année N+1 déclarent à la CRE :

  • leurs achats de biométhane prévisionnels pour l’année suivante ;
  • leurs frais de gestion prévisionnels ;
  • la valorisation de leurs garanties d’origine prévisionnelle.

Les charges de service public du biométhane sont constituées par :

  • les surcoûts d’achat du biométhane injecté, calculés par différence entre les tarifs d’achat et les prix de marché de gros du gaz naturel pour les quantités injectées ;
  • les frais de gestion induits par la mise en place de ce dispositif (développement de systèmes d’information, frais de personnel, etc.) ;
  • les frais de trésorerie à la charge des fournisseurs dès lors que le montant qu’ils ont recouvré est inférieur (ou supérieur) au montant de leurs charges réelles ;
  • la valorisation éventuelle de GO qui vient en déduction.

La méthodologie appliquée par la CRE pour le calcul des charges est accessible ici.
Les charges à compenser pour l’année N+1 intègrent la régularisation des années antérieures. Elles sont calculées par la CRE comme suit :

La contribution unitaire proposée par la CRE est calculée en divisant les charges de service public par l’assiette de contribution, qui est constituée des kilowattheures facturés aux consommateurs finals de gaz naturel. À titre d’exemple, les charges prévisionnelles pour 2015 sont de 7,6 millions d’euros et la contribution unitaire de 0,0153 €/MWh. Cela représente un impact de 0,26 € HT sur la facture type d’un client se chauffant au gaz (B1 « chauffage » et consommation de 17 MWh par an).

Perspectives de développement

Les premières installations de biométhane injecté ont vu le jour en 2012. Le développement de la filière se fait à un rythme régulier. La CRE prévoit que le nombre d’installations passe de 3 en 2013 à 20 en 2015, pour une quantité de biométhane injecté de 89 GWh.

Évolution du nombre d’installations et de la quantité de biométhane injecté

Source : CRE

L’évolution du montant des charges de service public liées à l’obligation d’achat de biométhane suit la même tendance : il passerait de 1 million d’euros en 2013 à 7,6 millions d’euros en 2015.

Évolution des charges de service public de biométhane
(avec un prix moyen du gaz naturel en France au PEG Nord de 25 €/MWh)


Source : CRE

En 2013, les ministres de l’énergie et de l’agriculture ont présenté le plan Énergie Méthanisation Autonomie Azote, celui-ci prévoit de passer de 250 à 1 500 unités de méthanisation en 2020. Cet objectif cumule la valorisation de biogaz sous forme d’électricité et de biométhane injecté.
Lors du colloque national biomasse (1er juillet 2014), la ministre chargée de l’énergie a annoncé un objectif de biogaz injecté représentant 10 % du gaz naturel circulant dans les réseaux en 2030, ce qui représenterait autour de 50 TWh en considérant la consommation française actuelle de gaz de l’ordre de 500 TWh/an.
Dans sa feuille de route méthanisation, l’ADEME envisage dans son « scénario volontariste » que 30 TWh de biométhane serait injecté dans les réseaux de gaz en 2030.

Les enjeux techniques et économiques de l’injection du biométhane dans les réseaux de distribution de gaz naturel

La France a fait le choix historique d’investir dans des infrastructures gazières étendues pour les usages thermiques et intensifs. Le gaz en provenance de l’étranger arrive à quelques points frontières situés sur le réseau de transport. Il est ensuite acheminé, à travers des étages de pressions descendantes, jusqu’aux consommateurs finals : aujourd’hui, les flux gazeux ne transitent que dans un seul sens.

Depuis peu, la production et l’injection de biométhane dans les réseaux permet l’utilisation d’une énergie renouvelable, produite localement et qui contribue au développement économique des territoires. Elle nécessite une évolution forte du modèle des réseaux de distribution : demain, les réseaux de gaz accueilleront 500 à 1 400 sites de production décentralisée de biométhane (source : ADEME) qu’il conviendra d’acheminer, en été comme en hiver, jusqu’aux clients finals.

Les gestionnaires de réseaux, investis d’une mission de service public et acteurs de l’aménagement durable des territoires, ont choisi de se saisir de cette évolution et de jouer un rôle essentiel et reconnu dans la filière du biométhane. Pour cela, ils œuvrent à améliorer continuellement la faisabilité de l’injection, en s’appuyant sur leur savoir-faire gazier et en déployant l’innovation et une vision à long-terme. Ils partagent régulièrement et depuis 2009 avec les autres acteurs de la filière leurs enjeux et leurs avancées, notamment au sein du groupe de travail (GT) intitulé « Injection de biométhane » co-piloté par l’ADEME et GRDF.

À toutes les étapes du développement d’un site de production de biométhane, les gestionnaires de réseaux de distribution font face à des problématiques nouvelles

En phase amont du développement des projets, le gestionnaire de réseau doit indiquer les capacités d’injection disponibles. Pour cela, la conception du réseau de distribution est continuellement étudiée et questionnée. Les enjeux sont les suivants : à partir de l’infrastructure existante, comment maximiser les quantités de biométhane qui peuvent être injectées en garantissant la sécurité d’approvisionnement et un fonctionnement optimal du réseau ?

Lors du développement d’un projet d’injection, le gestionnaire de réseau réalise pour le porteur de projet des études (selon le degré d’étude, il s’agit d’une étude de faisabilité, détaillée ou de dimensionnement) afin de déterminer les quantités de biométhane qui pourront être injectées dans le réseau.

D’une part, à l’heure actuelle, le gaz ne peut « remonter » les étages de pression (absence de compression sur le réseau de distribution) et les volumes injectés doivent donc être inférieurs aux consommations de gaz sur la zone, été comme hiver.

D’autre part, le gestionnaire de réseau doit garantir une sécurité d’approvisionnement au risque 2 % (un hiver le plus froid tous les 50 ans) et opérer le réseau dans les plages de pressions pour lesquelles il a été dimensionné (sortir de la zone de pression engendrerait des coupures et incidents).

Ainsi, le gestionnaire de réseau étudie la cartographie des ouvrages situés à proximité du site de production et simule la modification des flux de gaz induites par l’addition d’un point d’injection selon son débit d’injection. Cette étude permet de fournir :

  • à destination du porteur de projet, les valeurs de débit (débit normatif et éventuel débit d’été, si des écrêtages sont nécessaires en période de faible consommation) que le réseau de distribution de gaz naturel peut absorber ;
  • pour le réseau, les réglages et modifications qu’il serait nécessaires d’apporter sur les autres postes de détente alimentant la zone (interfaces avec les étages de pression supérieurs) afin de permettre ces débits d’injection de biométhane tout en garantissant la sécurité d’approvisionnement et le fonctionnement optimal du réseau ;
  • éventuellement, une proposition supplémentaire de maillage (construction d’une portion de canalisation entre deux zones) qui permettrait d’augmenter les débits possibles.

La précision et la fiabilité de cette étude sont essentielles parce que le chiffre d’affaires du porteur de projet sera directement lié aux quantités injectées dans le réseau de distribution de gaz naturel. Cette étude inclut aussi la sensibilité éventuelle à quelques consommateurs importants qui pourraient fragiliser le projet s’ils changeaient d’énergie, réduisaient ou interrompaient leur activité. Une faible sensibilité témoigne d’un risque faible sur les débouchés de la production et rassure les financeurs. Enfin, cette étude évalue le coût du raccordement du projet au réseau.

Cartographie des réseaux de GRDF
à proximité du site d’injection du Sydeme (Morsbach)

Les zones de couleurs différentes correspondent à des étages de pression non reliés entre eux, alimentés par une canalisation du réseau de transport. Source : GRDF

Depuis début 2012, plus de 200 études ont été réalisées par GRDF. Elles induisent de repenser la manière d’exploiter le réseau, ainsi que les interactions entre les gestionnaires de réseaux. En effet, là où le gaz du réseau amont alimentait tous les clients du réseau de distribution, demain l’injection de biométhane devra être garantie et viendra limiter les quantités provenant du réseau amont. Une coordination poussée entre tous les opérateurs est donc cruciale pour garantir la sécurité d’approvisionnement des clients et le fonctionnement optimal des réseaux.

Par la suite, le gestionnaire de réseau construit et exploite le poste d’injection de biométhane ainsi que le raccordement de ce poste au réseau de distribution existant. Le poste d’injection permet au gestionnaire de réseau d’assurer, dans ce nouveau contexte qu’est l’injection décentralisée d’un biogaz épuré, les missions dont il a la responsabilité : garantir la qualité du gaz acheminé, mesurer les données nécessaires à la facturation entre les acteurs du marché, garantir la sécurité d’approvisionnement des clients finals.

Ce poste d’injection remplit quatre fonctions :

  • odoriser le biométhane (fonction qui peut éventuellement être réalisée par le producteur) : le biométhane est inodore. Pour être détectable en cas de fuite même très faible, il est, tout comme le gaz naturel, odorisé, grâce à l’ajout de tétrahydrothiophène (THT) avant son injection dans le réseau ;
  • contrôler en continu la qualité du biométhane : des mesures du Pouvoir calorifique supérieur (PCS), de l’indice de Wobbe (quotient entre le PCS du gaz et la racine carrée de sa densité par rapport à l’air), de la densité (d), du point de rosée eau (Tr), de la teneur en sulfure d’hydrogène (H2S), en oxysulfure de carbone (COS), en oxygène (O2), en dioxyde de carbone (CO2) et en THT, ainsi que la température du biométhane (t) sont effectués par les analyseurs situés dans le poste d’injection. Si l’une des mesures n’est pas conforme aux spécifications techniques du réseau, l’injection est automatiquement suspendue. Des contrôles ponctuels sont aussi effectués sur d’autres composants, non mesurables en ligne ;
  • réguler en pression l’injection : ce qui permet au biométhane d’être prioritaire sur les autres flux gazeux dans le réseau tout en maintenant une sûreté de fonctionnement du réseau ;
  • compter les quantités injectées, ce qui permettra au producteur de les facturer à son acheteur.

Poste d’injection de GRDF

Source : GRDF

Le retour d’expérience que GRDF fait sur les six projets qui injectaient à fin 2014 est très positif : la qualité du biométhane est conforme aux spécifications, les arrêts d’injection sont peu nombreux et de très courte durée, les quantités injectées sont supérieures ou égales à ce que les études avaient estimé.

Un cadre économique équilibré par des tarifs d’achat

Le gestionnaire de réseau facture au producteur et à coût réel (contrôlé par la CRE) les prestations suivantes :

  • études, raccordements au moment où ils sont réalisés ;
  • poste d’injection et coûts de réseaux associés pendant toute la durée d’injection par une redevance trimestrielle ;
  • contrôles ponctuels de qualité du gaz à leur réalisation, au cours de la vie du projet.

Les tarifs d’achat ont été décidés en concertation avec la filière et prennent en compte ces prestations dans les charges à couvrir par les producteurs. Les opérateurs gaziers sont engagés dans le développement de la filière biométhane. Comme elle fait pour le reste de ses missions, la CRE veille, par ailleurs, à ce que le gestionnaire de réseau agisse en opérateur efficient. Au quotidien, le groupe de travail « Injection du biométhane » permet aux opérateurs gaziers d’être transparents dans leurs actions et leurs enjeux avec tout le reste des acteurs de la filière.

Le poste d’injection est la propriété du gestionnaire de réseau, car il lui permet d’assurer les responsabilités qui lui incombent de par sa mission de service public. Le gestionnaire de réseau porte l’investissement et l’exploitation du poste d’injection et facture au producteur une redevance annuelle figurant dans le catalogue de prestations qui comprend trois composantes :

  • la mise à disposition du poste d’injection ;
  • sa maintenance (pièces, main-d’œuvre, déplacements, mises à niveau règlementaire, remplacement en fin de vie) ;
  • l’exploitation du réseau dans lequel le biométhane est injecté.

Le réseau en amont du poste d’injection est la propriété du producteur de biométhane, le réseau en aval du poste celui de l’autorité concédante.

Les perspectives de développement de la filière injection confortent l’importance des réponses apportées à ces enjeux

La feuille de route de l’ADEME prévoit la mise en service de 400 à 1 500 sites de production de biométhane injectant dans les réseaux d’ici à 2030, ce qui représenterait entre 12 et 30 TWh d’énergie chaque année.

Les gestionnaires de réseau continueront à jouer un rôle essentiel dans l’accompagnement de cette filière vertueuse. Pour cela, il s’agit :

  • de conseiller et d’accompagner au mieux les porteurs de projet, en leur assurant un traitement transparent et non-discriminatoire ;
  • d’anticiper, puis d’œuvrer activement à l’évolution nécessaire des réseaux en concertation avec tous les opérateurs et autorités concédantes.

Pour répondre de manière toujours plus pertinente aux enjeux de conception et d’exploitation des réseaux dans ce monde nouveau, de nombreux sujets sont aujourd’hui étudiés par les gestionnaires de réseaux et de nombreux chantiers sont lancés dans le cadre notamment du groupe de travail  « Injection de biométhane ». Ce sont des sujet techniques, sociologiques et stratégiques – comme par exemple le rebours, la gestion des priorités, des files d’attente et des capacités, les modalités d’injection centralisée en cas de production sur des sites multiples, l’acceptabilité locale des projets, la connaissance de la filière par le grand public. Tous permettront d’apporter des réponses aux enjeux de l’injection et tous bénéficient d’une implication forte et coopérative de la part des opérateurs gaziers.



Cette fiche a été rédigée par GRDF.




Pourquoi un registre de gestion des capacités d’injection de biométhane ?

Grâce à une production décentralisée d’énergie, la filière de production de biométhane permet de répondre à une partie des consommations locales. Cette organisation comporte toutefois une contrainte : la production de biométhane doit être consommée dans la zone où elle est injectée, appelée « zone d’injection ».

En effet, à ce jour, il est prévu que le biométhane ne soit en aucun cas acheminé vers les stockages de gaz naturel accessibles depuis le réseau de transport de gaz naturel. Par ailleurs, les équipements techniques (postes de détente) à l’interface entre le réseau de transport principal et le réseau régional ou entre le réseau régional et le réseau public de distribution ne permettent pas, aujourd’hui, au gaz de « remonter » vers les réseaux situés en amont.

Les capacités d’injection de biométhane dans un réseau de gaz naturel risquent donc d’être limitées, tout particulièrement en été lorsque les consommations sont relativement faibles.

Selon la procédure rédigée par le groupe de travail intitulé « Injection biométhane », une zone d’injection est constituée d’un réseau de transport régional et des zones de distribution en aval qui y sont raccordées.

Schéma d’une zone d’injection :

Source : TIGF

Le schéma, volontairement très simplifié, présenté ci-dessus permet de comprendre les flux possibles pour ce biométhane injecté. Pour un producteur raccordé au réseau de distribution, sa production ne pourra être consommée que par les clients alimentés depuis le réseau public de distribution alors que pour un producteur raccordé au réseau de transport sa production pourra desservir aussi bien les consommateurs raccordés directement au réseau de transport (industriels) que les consommateurs alimentés par toutes les réseaux publics de distribution raccordés à ce même réseau de transport.

En conséquence, en fonction de la saison, des types de réseaux auxquels seront raccordés les sites de méthanisation et de leur nombre, il y a un risque de saturation des capacités disponibles pour l’injection de biométhane.

En outre, les perspectives de développement de la filière biométhane laissent, également, entrevoir une possible saturation des réseaux de gaz naturel dans lesquels seront injectées les productions de biométhane. À titre d’illustration, le potentiel technique de gaz « vert », toutes technologies confondues, est aujourd’hui évalué entre 400 et 550 TWh soit l’équivalent de la consommation annuelle de gaz en France. Les prévisions de production représentent 17 % de la consommation en 2030 et 27 % de la consommation à l’horizon 2050.
Pour ces différentes raisons, il a donc été nécessaire de définir des règles de priorité qui s’appliquent lorsque plusieurs projets souhaitent se raccorder sur une même zone et sont en « concurrence » pour l’obtention des capacités d’injection de la zone.

Le groupe de travail « Injection biométhane », instance de concertation qui réunit les principaux acteurs de la filière, a rédigé et proposé à la CRE une procédure de gestion des réservations de capacité d’injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturel. Cette procédure, publiée sur le site internet du groupe de travail, prévoit la création d’un registre de gestion des capacités. Sur ce registre seront inscrits les projets en fonction de leur ordre d’arrivée avec attribution d’un numéro d’ordre qui permettra de prioriser, le cas échéant, les allocations de capacité d’injection.

Les principales règles de la procédure portent sur :

  • la règle du « premier arrivé, premier servi » ;
  • la définition de la zone d’injection de biométhane ;
  • la définition d’une fonction de gestionnaire de registre des capacités d’injection de biométhane ;
  • les modalités et délais d’échanges d’informations entre les acteurs ;
  • l’initialisation des files d’attente avec les projets déjà en cours d’instruction par les gestionnaires de réseaux.

Cette procédure définit les rôles des différents acteurs, ainsi que les règles de priorité lors du raccordement d’une installation d’injection de biométhane aux réseaux de gaz naturel. Les acteurs sont de 3 types, les gestionnaires de réseaux de transport, les gestionnaires de réseaux de distribution et les porteurs de projet ou producteurs de biométhane, qui sont à l’origine des informations qui vont être saisies et enregistrées dans le registre.La procédure créé également une nouvelle fonction, celle de gestionnaire de registre.

Le métier de gestionnaire de registre

La mission de gestionnaire de registre consiste à assurer la gestion des réservations et des allocations des capacités d’injection et permettra une harmonisation des pratiques de mise en œuvre de la procédure.

Le groupe de travail a proposé que le rôle de gestionnaire de registre soit assuré par les gestionnaires de réseaux de transport de gaz naturel qui disposent, par définition, de la vision globale des consommations sur les zones d’injection. En effet, ils connaissent les consommations des clients industriels raccordés à leur réseau de transport régional et les volumes livrés à chaque poste de distribution publique pour les consommations de gaz naturel des clients raccordés aux réseaux publics de distribution. Ils pourront donc s’assurer que les allocations de capacité d’injection ne sont pas supérieures aux limites des capacités d’absorption de la zone.

Cette disposition a été validée par la CRE dans sa délibération du 24 avril 2014 qui portait sur l’ensemble des modalités d’établissement de la procédure de gestion des réservations de capacité d’injection de biométhane.

Ainsi, TIGF et GRTgaz sont gestionnaires de registre, chacun pour les zones d’injection situées sur leur réseau.

Le fonctionnement du registre

Les porteurs de projet se rapprochent du gestionnaire de réseaux sur lequel ils envisagent que soit raccordé leur projet. Ils définissent leur besoin et les différents éléments qui devront être renseignés dans le registre (débit de production envisagé, localisation, date de mise en service, régime administratif, etc.)

Les gestionnaires de réseaux ont la responsabilité de demander l’inscription sur le registre des projets déclarés sur leur réseau ainsi qu’une réservation de capacités et de renseigner le registre des éléments d’information qui jalonnent la vie du projet depuis son initiation jusqu’à sa mise en service.

Le gestionnaire de registre valide les déclarations des projets, ainsi que les réservations de capacités demandées par les gestionnaires de réseaux et confirme les enregistrements des différentes phases d’avancement déclarées par les gestionnaires de réseaux durant la vie des projets. Il est le garant de la bonne tenue du registre des capacités selon des règles de gestion transparentes et non-discriminatoires entre porteurs de projets sur les différents réseaux et de la confidentialité des informations transmises.

Dès lors qu’un projet a été déclaré et que le gestionnaire de registre a validé son enregistrement, les quantités réservées intègrent une « file d’attente » jusqu’à ce que l’installation de production de biométhane soit mise en service et que ces quantités soient allouées.

Une fois passée l’étape initiale d’enregistrement du projet, les acteurs devront communiquer et déclarer son état d’avancement. En effet, la procédure définit un certain nombre de jalons avec des échéances à respecter sous peine que le projet soit sorti de la file d’attente. Les différentes informations concernant le franchissement des étapes administratives et contractuelles doivent être enregistrées et validées par le gestionnaire de registre afin que le projet soit maintenu dans le registre.

Lorsqu’un projet déclaré dans le registre, compte tenu de la capacité disponible sur une zone d’injection, ne peut se voir attribuer toute la capacité réservée, le différentiel est alors qualifié de reliquat de capacité. Ce reliquat est automatiquement inscrit dans le registre et, en cas d’augmentation de capacité (augmentation de la consommation de la zone) ou de relâchement de capacité (sortie d’un projet de la file d’attente), les nouvelles capacités disponibles seront attribuées aux projets en fonction de leur numéro d’ordre.

Sur la base des éléments exposés précédemment, le registre de gestion des capacités d’injection a été initialisé durant l’été 2014 par TIGF et GRTgaz. Au début de l’année 2015, alors que le développement de la filière en est à ses prémices, le registre comporte 126 projets inscrits pour une capacité réservée d’environ 35 000 m3(n)/h soit à peu plus de 3 TWh.

Maintenant que cette première étape a été franchie, TIGF et GRTgaz se sont regroupés pour développer un système d’information qui permettra aux gestionnaires de réseaux de déclarer et suivre les projets dans le registre sur une application accessible depuis les sites Internet des gestionnaires de réseaux de transport. La mise en production de cette application est prévue pour l’été 2015.

TIGF (Transport et Infrastructures Gaz France) offre et développe des services de transport et de stockage de gaz naturel de dimension européenne pour la satisfaction de ses clients, dans le respect des principes de développement durable et dans des conditions de fiabilité et de sécurité.
Forte d’une expertise enrichie depuis 70 ans, TIGF joue un rôle majeur sur le marché du gaz naturel dans 15 départements du sud-ouest de la France.
TIGF en chiffre :
  • 5 058 km de canalisations de gaz naturel
  • 14 % du réseau français de gazoducs de grand transport
  • 23 % des capacités françaises de stockage de gaz naturel

La question du rebours

Le fonctionnement « normal » du réseau de gaz naturel

Les réseaux de gaz naturel sont une infrastructure constituée de canalisations, de stations de compression et des postes de sectionnement, de coupure et de détente, structurée de la manière suivante :

  • le réseau de transport principal, ensemble des canalisations à haute pression et de grand diamètre, qui relient entre eux les points d’interconnexion avec les réseaux voisins, les stockages souterrains et les terminaux méthaniers, et auquel sont raccordés les réseaux de transport régionaux et les plus importants consommateurs industriels ;
  • le réseau de transport régional, partie du réseau de transport qui assure l’acheminement du gaz naturel vers les réseaux de distribution et vers les clients finals ayant une consommation importante, qui sont directement raccordés au réseau de transport régional ;
  • le réseau de distribution, qui permet la desserte du gaz naturel en moyenne ou basse pression en aval du réseau de transport jusqu’aux consommateurs domestiques, tertiaires ou petits industriels.

À chaque interface entre le réseau de transport principal et le réseau de transport régional et entre le réseau de transport régional et le réseau de distribution sont installés des postes de détente qui permettent d’abaisser la pression. Les postes de livraison sont implantés à l’interface entre le client industriel et le réseau de transport ou de distribution de gaz naturel. Ils permettent de réduire la pression du gaz à une valeur correspondant à son utilisation.

Sur l’ensemble de ces réseaux sont installés des organes physiques qui empêchent que le gaz ne remonte dans le sens opposé au sens physique principal des flux, vers des réseaux aux pressions supérieures.

En quoi consiste le rebours ?

Avec le développement de l’injection de biométhane sur les réseaux publics de distribution de gaz naturel, le volume de gaz naturel injecté est susceptible d’être supérieur au volume de gaz naturel consommé. En effet, les producteurs de biométhane ont généralement un débit d’injection constant toute l’année, alors que les consommations de gaz naturel varient au cours de l’année en fonction des conditions météorologiques. L’été, il ne reste que des usages d’eau chaude sanitaire et de cuisson, alors que l’hiver, le gaz est utilisé majoritairement pour le chauffage.

Si le niveau de consommation minimum observé dans une zone définit la capacité maximale d’injection de l’installation de production, il peut arriver que le volume de production dépasse tout de même le volume consommation. La solution aujourd’hui mise en œuvre pour résoudre cette difficulté est de réduire l’injection des installations de production de biométhane.


Source : GRTgaz

Cependant, cette solution conduit à limiter le volume de biométhane injecté dans les réseaux public de distribution et donc le nombre d’installations de production de gaz renouvelable au regard des objectifs européens et français ambitieux en matière de développement d’énergies vertes.

Le Groupe de travail intitulé « Injection biométhane », piloté par l’ADEME et GRDF, réfléchit à ce sujet afin de mettre en œuvre des technologies de rebours, « solutions techniques de décongestion d’une zone de distribution par compression du gaz vers le réseau amont (réseau de transport dans le cas d’un GRD de rang 1, réseau de distribution dans le cas d’un GRD de rang n > 1) » (Source : Procédure de gestion des réservations de capacité d’injection de biométhane sur les réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, GT Injection biométhane).

Comme présenté dans le schéma ci-dessous, une des solutions consiste à installer un compresseur en parallèle du poste de détente, permettant de compresser le gaz avant son injection dans le réseau de transport de gaz naturel. Le poste de détente fonctionne principalement l’hiver lorsque la consommation de la poche est plus importante que la production de biométhane et le compresseur prend le relais lorsque la consommation est moins importante que la production de biométhane.


Source : Solagro

Des expérimentations déjà fonctionnelles à l’étranger

Des expérimentations de rebours ont déjà été conduites au Royaume-Uni et en Allemagne.

Royaume-Uni : projet pilote IFI à Skipton (Yorkshire)

Au Royaume-Uni, beaucoup de sites d’injection de biométhane sont situés en zones rurales, où la demande en gaz naturel sur les réseaux est insuffisante pour pouvoir consommer tout le biométhane produit et injecté dans les réseaux. Brûler le biométhane excédentaire étant néfaste pour l’environnement et le stocker n’étant pas rentable. Northern Gas Networks (gestionnaire des réseaux publics de gaz naturel au Nord de l’Angleterre) en partenariat avec National Grid (gestionnaire de réseaux de transport d’électricité et de gaz britannique) et CNG Services (spécialiste de l’injection de biométhane dans le réseau de gaz naturel britannique) ont étudié la possibilité, grâce à un compresseur spécialement conçue pour le projet, d’inverser les flux sur les réseaux de gaz naturel, créant ainsi de la capacité d’injection pour le biométhane.

Ce projet, financé dans le cadre « Initiative de financement de l’innovation » (Innovation Funding Initiative – IFI), est situé à Skipton (Yorkshire). Il s’est déroulé en deux phases : une étude de faisabilité (décembre 2009 et septembre 2012) et d’une première expérimentation (de septembre 2012 à septembre 2013).

Ces deux phases ayant été couronnées de succès, la méthode se généralise aujourd’hui dans tout le Royaume-Uni afin de permettre à un plus grand nombre de projets d’injection de biométhane de se lancer. Cette innovation est d’autant plus opportune que l’utilisation du biogaz pour produire de l’électricité n’est pas envisageable dans la mesure où les capacités d’accueil des réseaux publics de distribution d’électricité sont saturées par les productions des fermes solaires qui se multiplient sur tout le territoire britannique.


Source : Solagro

Pour en savoir plus :

Document de présentation du projet (en anglais)

Allemagne : le projet de biométhane agricole à Emmertsbühl (Bade-Wurtemberg)

L’Allemagne ambitionne de porter à 6 % en 2020 et 10 % d’ici 2030 la proportion de biométhane dans ses réseaux de gaz naturels. Cependant, comme le Royaume-Uni et la France, les producteurs de biométhane voulant injecter sur le réseau public de distribution de gaz naturel sont confrontés aux limites des zones de consommation et au caractère monodirectionnel des réseaux de gaz naturel.

En 2008, après une étude de potentiel, le fournisseur de gaz naturel allemand EnBW a proposé à un agriculteur méthaniseur d’Emmertsbühl (Bade-Wurtemberg) de transformer son installation de cogénération (420 kWe produits grâce à la valorisation d’un biogaz produit principalement à partir de maïs ensilé – procédé aujourd’hui interdit en France) pour lui permettre d’injecter du biométhane dans le réseau de gaz naturel.

Des études de faisabilité ont été réalisées de janvier 2009 à avril 2010. Le réseau de gaz naturel et l’installation d’épuration et d’injection ont été construits entre avril 2010 et septembre 2010, date de la mise en service. L’agriculteur vend son biogaz à EnBW, qui l’épure puis injecte le biométhane dans le réseau de gaz depuis fin 2010.

Étant donné qu’il n’y a que 200 petits consommateurs et 5 industriels raccordés au réseau de distribution de gaz naturel, le volume de production de l’installation de production dépasse le volume de consommation entre mai et novembre.

Alors qu’il aurait été possible d’injecter directement dans le réseau de transport de gaz naturel situé à 4,8 kilomètres, les porteurs de projet ont fait le choix d’injecter dans le réseau de distribution situé à 800 mètres en faisant appel à une solution de rebours. La pression du réseau de transport est à 40 bars et celle du réseau de distribution entre 1 et 5 bars. Un système de compression et de boucle a donc été mis en place, permettant au biométhane de remonter dans le sens inverse des flux vers le réseau de transport de gaz naturel, qui alimente déjà cette zone de distribution.


Source : EnBW


Source : EnBW

Un brevet a été déposé pour le raccordement de l’installation de compression entre le réseau de distribution et celui de transport. L’innovation principale réside dans le faible coût de l’installation, mais aussi la facilité de réalisation de l’équipement. Le gestionnaire de réseau ENBW Gasnetz assure la connexion entre les deux réseaux et a financé cet investissement de 1,8 milliards d’euros. Ce projet permet à 23 millions de kilowattheures de biométhane d’être injectés et distribués dans l’ensemble du pays.

Sur le site, les analyses de gaz sont faites en continu avec un analyseur propre à l’unité d’épuration et un autre situé avant l’injection. Si la qualité du biométhane est jugée insuffisante pour être injecté, la vanne d’alimentation du réseau de distribution se ferme. Les fermetures sont généralement inférieures à une minute. Des ajustements sur la qualité du gaz (notamment de son pouvoir calorifique) sont faits vers l’aval ou vers l’amont grâce à l’ajout de propane.

Pour en savoir plus :

Présentation du projet par EnBW, 27 avril 2012 (en anglais)
Présentation du projet, FEDARENE (en anglais)

Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son dix-huitième forum le 27 janvier 2015 sur le thème « Le biométhane, une nouvelle ressource pour les réseaux de gaz naturel ».

Jean-Marc Jancovici, associé fondateur de Carbone 4, Mauritz Quaak, gérant de Bioénergie de la Brie et Anthony Mazzenga, délégué Stratégie chez GRDF sont intervenus lors du forum pour présenter leur vision du déploiement de l’intelligence sur les réseaux de gaz afin de mieux intégrer le biométhane, source de développement d’une économie circulaire.


Point de vue de Jean-Marc Jancovici
Associé Fondateur

Point de vue de Mauritz Quaak
Gérant

Point de vue d'Anthony Mazzenga
Délégué Stratégie


Vous découvrirez également les interviews suivantes :

Interview de Gilles Bideux
Responsable Pôle Energie

Interview de Mathieu Lefebvre
Responsable Développement biogaz

Interview d'Olivier Pisani
Directeur adjoint




Point de vue de Jean-Marc Jancovici (Carbone4) :

Différents acteurs, dont GRDF, ont financé une étude réalisée par Carbone 4 afin de déterminer, au regard du potentiel de méthanisation français et du volume d’énergies fossiles importé, où et comment investir afin d’éviter le maximum d’émissions de gaz à effet de serre.

Pour répondre à cette question, Carbone4 a étudié la décomposition de la consommation d’énergie finale en France. Les hydrocarbures représentent l’essentiel de la consommation d’énergie finale en France :

  • le pétrole représente une petite moitié de notre consommation d’énergie finale, deux tiers de nos émissions de CO2 et, lorsque le baril était à 100 dollars, représentait 50 milliards d’euros d’importations par an ;
  • le gaz représente un quart de nos émissions de CO2,
  • le charbon représente un milliard d’euros d’importations et 12 % de nos émissions de CO2.

Le nucléaire représente quant à lui un milliard d’euros d’importations d’uranium et n’engendre pas le CO2.

Etant donné ce contexte, lorsqu’il est possible d’investir dans des installations de production de biométhane, le choix réside dans son utilisation : production d’électricité, utilisation sous forme de carburant ou sous forme de gaz pour le chauffage ou l’alimentation de processus industriels.


Source : Carbone 4

La méthanisation consiste à faire fermenter des matières végétales pour produire du méthane (CH4). Les matières végétales pouvant être utilisées pour produire du méthane ont un pouvoir méthanogène différent, ce qui signifie qu’un kilogramme de matière n’engendre pas la même quantité de méthane. Toutes ces matières ne sont pas disponibles en France et les gisements sont plus ou moins faciles à capter.

Les matières fermentescibles sont introduites dans un méthaniseur dans lequel la fermentation anaérobie se produit, ce qui permet d’extraire un gaz de fermentation, qui n’est pas du méthane pur. Ce biogaz peut être utilisé pour différents usages (cogénération, carburant, etc.) à l’exception de l’injection dans le réseau de gaz naturel. En effet, le gaz de fermentation doit être épuré, c’est-à-dire qu’il faut séparer le méthane des autres particules, avant d’être injecté dans le réseau.

À la sortie du digesteur, on trouve également un résidu solide, appelé digestat, qui peut, selon ce dont il est composé et selon les contraintes réglementaires en vigueur, être valorisé par épandage car il contient des éléments qui possèdent une qualité d’enrichissement des sols.


Source : Carbone 4

En fonction de la nature de la matière disponible et du débouché visé, différents types d’installations (taille et localisations distinctes) peuvent produire du biogaz :

  • installations de petite taille situées directement sur le territoire de l’exploitation agricole qui utilisent des déchets végétaux ou des déjections animales ;
  • des projets un peu plus gros, appelés projets territoriaux, qui sont la mutualisation d’un certain nombre d’apports d’acteurs du territoire
  • les installations industrielles : dans l’industrie agroalimentaire par exemple, vous avez des quantités significatives de déchets fermentescibles disponibles ;
  • les stations d’épuration ;
  • les biodéchets et les fractions fermentescibles des ordures ménagères (par exemple, épluchures de pommes de terre et de carottes).


Source : Carbone 4

La filière méthanisation remplit trois objectifs :

  • accompagner la filière agricole dans la transition du modèle agricole ;
  • participer à la transition énergétique ;
  • valoriser les matières organiques non agricoles.


Source : Carbone 4

La filière biométhane a un fort potentiel. La capacité contributive du méthane en France est de l’ordre de 100 TWh dans une consommation d’énergie finale en France qui est de près de 2000 TWh.

Le gisement mobilisable en méthanisation est important et pourrait être valorisé pour les trois usages énergétiques : chaleur, mobilité et électricité.


Source : Carbone 4

Cette capacité contributive du méthane n’est pas équitablement répartie sur le territoire français. Elle pourrait représenter une part théorique très importante des consommations de gaz naturel ou de carburant dans certains départements. Par exemple, en méthanisant tout le gisement disponible en Lorraine, il est possible de couvrir plus de 75 % de la consommation de carburant du département. En revanche, en Ile-de-France, la capacité des matières fermentescibles est très faible au regard de la consommation de pétrole des Franciliens.


Source : Carbone 4

Les installations de stockage des déchets non dangereux (ISDND, décharges) produisent plus de 60 % du biogaz français mais le potentiel restant se trouve surtout dans la méthanisation.


Source : Carbone 4

La filière est en forte croissance. Le nombre de projets de production de biogaz augmente rapidement. Avec environ 80 projets par an, la filière s’est développée jusqu’à présent sur un rythme compatible avec les objectifs fixés.


Source : Carbone 4

De nombreux projets sont actuellement à l’étude concernant l’injection du biométhane dans le réseau.


Source : Carbone 4

Mais si la filière est dynamique, les difficultés existent et les porteurs de projet sont parfois inquiets pour l’avenir de la filière. Les chiffres encourageants ne doivent pas occulter les difficultés ressenties par certains acteurs de la filière.

En effet, une part significative des projets à l’étude mentionnés plus haut ne verront pas le jour. Les projets sont perçus comme complexes (techniquement et administrativement) et risqués (sécurisation des intrants, valorisation de la chaleur pour les cogénérations, etc.).

La multiplicité des schémas rend difficile la lisibilité de la filière pour les pouvoirs publics, notamment pour pouvoir adapter les aides en évitant les effets d’aubaine, comme pour les banques qui peinent à évaluer les risques et donc à proposer un financement attractif.

La rentabilité des projets est un sujet de préoccupation (même s’il existe bien évidemment des projets rentables – et des projets qui ne devraient pas l’être), malgré les politiques de soutien.

Néanmoins, la prise en compte des bénéfices induits dans les politiques pourrait venir nuancer ce constat et la standardisation des unités et des technologies permettrait de réduire le coût de production du biométhane.

La différence de définition entre les Cultures intermédiaires à vocation énergétiques (CIVE) et les cultures dédiées peut paraître ambigüe sur le terrain, et pourrait se retourner à terme contre la filière.

Pour de nombreux acteurs de la filière interrogés, les progrès ne sont pas au niveau attendu et la méthanisation se trouve actuellement à une étape charnière de son développement.

Cependant, différents facteurs clés pourraient assurer le succès de la filière méthanisation.


Source : Carbone 4


Jean-Marc Jancovici
27 janvier 2015





Jean-Marc Jancovici est associé fondateur de Carbone 4, et intervient depuis 2000 sur la prise en compte de la contrainte carbone par les entreprises et les organisations.



Point de vue de Mauritz Quaak (Bioénergie de la Brie) :

L’expérience concrète du projet Bioénergie de la Brie en Seine-et-Marne, premier projet d’injection de biométhane agricole dans les réseaux de gaz naturel, prouve qu’il existe de belles opportunités à choisir d’injecter le biométhane dans les réseaux de gaz naturel plutôt que de l’utiliser pour produire de l’électricité mais que ce n’est pas toujours simple.

Déjà fabriquée à partir du blé, du colza ou de la betterave aujourd’hui, la biomasse a toute sa place dans la transition énergétique française en cours, que ce soit pour produire de l’électricité, du biométhane ou du carburant.


Source : Bioénergie de la Brie

Le site web que nous avons développé pour l’Association des agriculteurs méthaniseurs de France porte le slogan « L’énergie du territoire ». Les agriculteurs veulent pouvoir répondre localement aux besoins de chaleur, de gaz, d’électricité et de carburant. Et le potentiel existe : les études menées par l’ADEME montrent qu’à l’horizon 2030, entre 12 et 30 TWh de biométhane pourraient être produits.


Source : Bioénergie de la Brie

L’exploitation de Bioénergie de la Brie regroupe à la fois des cultures et de l’élevage. Les deux activités se complètent tout à fait, puisque l’alimentation pour l'élevage est produite par des cultures et que les effluents d’élevage retournent aux champs pour les fertiliser.

L’idée de la méthanisation s'est avérée très intéressante dans la mesure où elle ne constitue qu’une étape supplémentaire dans l’économie circulaire qui existe déjà sur l’exploitation agricole. Les effluents d’élevage sont intégrés dans le méthaniseur afin que soit extraite la partie carbonée et le digestat qui en est issu garde toutes ses valeurs agronomiques (azote, potasse et phosphore) pour amender les terres.

Afin d’avoir une économie circulaire parfaitement vertueuse, il est possible d’intégrer dans le méthaniseur d’autres biodéchets.

La mise en œuvre d’un projet de méthanisation possède trois intérêts :

  • la réduction des émissions de gaz à effet de serre : au lieu d’être en bout de champ et de générer des gaz à effet de serre, le fumier est traité directement par le méthaniseur ;
  • la réduction des intrants chimiques : l’utilisation du digestat permet de limiter l'usage d'engrais chimiques fabriqués avec du méthane (l’ammonitrate est produit à partir d’hydrogène provenant du méthane). Le méthaniseur de l’exploitation a été dimensionné de telle sorte que le digestat couvre 100% de la surface agricole et donc se substituer à l’engrais utilisé habituellement. La méthanisation a permis de diminuer les intrants chimiques de 30 % la première année et 60 % la deuxième année. Cette substitution prend du temps puisque le digestat n’est ni complètement minéral ni complètement organique ;
  • Pour Bioénergie de la Brie, le choix s’est porté sur la production de biométhane dont le rendement énergétique est meilleur qu’en cogénération (85 % contre 40 %) Iil semblait par ailleurs plus cohérent de produire une énergie aujourd'hui importée plutôt qu’une énergie produite à des coûts relativement faibles en France. Aujourd’hui, Bioénergie de la Brie exporte plus 90 % de sa production et en valorise 100 % puisque le biogaz produit est utilisé par la chaudière du méthaniseur.


Source : Bioénergie de la Brie

Dans le méthaniseur de l’exploitation agricole sont intégrées des Cultures Intermédiaires à Vocation Energétique (CIVE). Il s'agit de cultures qui s’intercale entre deux cultures. Elles jouent le rôle de piège à nitrates en captant l’azote non consommée par la plante alimentaire et permettent de produire un tiers de la biomasse utilisée par le méthaniseur. Les deux tiers restants proviennent des effluents d’élevage et des biodéchets extérieurs (poussières de céréales, pulpe de betteraves et lactoserum issu de la fromagerie voisine).

Cela prouve qu’il est possible de produire une énergie locale avec des gisements locaux. Les agriculteurs ont d’autant plus leur place dans la mise en œuvre de ce type de projet fondé sur l’économie circulaire qu’ils sont les seuls à maîtriser l’amont et l’aval du projet : en amont, les gisements et en aval l’épandage du digestat. En France, le digestat a toujours le statut de déchet et est donc un produit non normé. Cependant, il est utilisable sous certaines conditions pour amender les cultures biologiques.


Source : Bioénergie de la Brie

Aujourd’hui, dans le cadre de la transition énergétique, différentes sources d’énergie sont mises en avant tel que l’éolien ou le photovoltaïque. Cependant, ce sont des énergies variables qui ne produisent pas toujours l’électricité quand les consommateurs en ont besoin. À l’inverse, la méthanisation a la vertu de produire en continu. Le seul inconvénient est qu’elle a une inertie importante (la durée de digestion de la matière est de plus deux mois) et qu’il est donc difficile de jouer sur cette production.
Les graphiques ci-dessous représentent les relevés du poste d’injection de GRDF sur lequel est raccordée l'installation de production de biométhane. Il s’agit d’une plage de production de 24 heures : les courbes permet de voir que le débit fluctue mais que la qualité (courbe inférieure) reste parfaitement constante qu’elle que soit la production. En effet, le réseau des cinq communes sur lequel est raccordée l’installation de biométhane s’est retrouvé saturé lors des périodes de faible consommation (en été notamment, mais également la nuit). Le débit d’injection doit donc être réduit pour s’adapter à la consommation.


Source : Bioénergie de la Brie



Mauritz Quaak
27 janvier 2015





Mauritz Quaak est le gérant de Bioénergie de la Brie, première exploitation agricole produisant du biométhane à l’injecter dans les réseaux de gaz naturel.



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).



Interview de Gilles Bideux (Lyonnaise des Eaux) :

Les déchets des stations d’épuration des eaux usées (STEP) font partie des intrants nouvellement autorisés pour produire du biométhane injecté sur les réseaux. Pouvez-vous nous présenter le dispositif réglementaire qui autorise l’injection dans les réseaux de gaz naturel du biométhane issu des boues de STEP ?

Le 24 juin 2014, deux arrêtés du ministre chargé de l’énergie et de l’environnement ont été publiés :

  • le premier texte a intégré les boues de stations d’épuration à la liste des intrans autorisés dans la production de biométhane pour l’injection dans le réseau de gaz naturel ;
  •  le second texte introduit un tarif d’achat du biométhane, après injection dans le réseau de gaz naturel, spécifique au biométhane issu de la méthanisation des boues de stations d’épuration.

Que représente le marché désormais rendu possible par ce dispositif réglementaire ?

Ce dispositif réglementaire permet de garantir, au producteur de biométhane, un tarif fixe d’achat de ce gaz durant quinze ans. Ce tarif est fonction des quantités de biométhane produites annuellement, les petites installations bénéficient d’un prix d’achat plus élevé que les installations de plus grandes tailles. À travers ce dispositif, le ministère encourage la méthanisation des boues des stations d’épuration : les quantités de biométhane qui pourraient être produites par ces installations sont estimées à 2 TWh à horizon 2030, ce qui représente le consommation de gaz nécessaire au chauffage de 250 000 logements moyens.

Quels avantages y a-t-il à produire du biométhane à partir des boues des STEP ?

La méthanisation est le point central d’une économie circulaire sur le territoire d’une collectivité. Grâce au traitement des eaux usées qu’ils rejettent, les habitants contribuent à la production locale et renouvelable d’une énergie verte. Grâce à son injection dans le réseau de gaz naturel, cette énergie renouvelable peut être valorisée, à proximité des sites de production, dans les installations de chauffage et d’eau chaude sanitaire. Le biométhane peut également être utilisé par les véhicules, sous forme de biocarburant, dans les transports en commun notamment.

Quels étaient les freins à l’autorisation des boues de STEP comme intrants pour produire du biométhane ?

L’étude sanitaire menée par l’Agence nationale de sécurité sanitaire de l’alimentation, de l’environnement et du travail (ANSES) avant la publication des arrêtés de novembre 2011 autorisant l’injection de biométhane issu de la méthanisation des déchets ménagers et agricoles, n’avait pas pris en compte les boues de stations d’épuration en l’absence de données sur la qualité du biogaz produit par ces installations.

En effet les méthaniseurs installés sur les stations d’épuration avaient pour objectif essentiel de réduire les quantités de boues à évacuer. Quelques grosses installations valorisaient le biogaz sous forme de chauffage ou en cogénération, les autres installations brûlaient ce gaz résiduel dans des torchères.

Les analyses poussées du biogaz étaient rarement effectuées et, de ce fait, l’ANSES n’a pas pu rendre un avis sur l’innocuité sanitaire du biométhane après injection. Depuis le retard a été comblé et la réglementation a été complétée, elle est maintenant semblable à celle des autres pays européens.

Quels sont les projets innovants que vous développez dans ce cadre ?

Lyonnaise des Eaux a démarré dès la publication des arrêtés en juin 2014 deux projets innovants de différentes tailles.

Le premier projet qui sera mis en œuvre est celui de la Communauté urbaine de Strasbourg qui produira 200 m3/h de biométhane. Ce gaz, issu de la méthanisation des rejets de la station d’épuration dimensionnée pour traiter un million équivalent habitant, sera injecté dans le réseau de Gaz de Strasbourg à la fin du 3e trimestre 2015.

Le second projet, d’oreset-déjà sur les rails, est celui de la Communauté d’agglomération de Saint-Quentin–en-Yvelines. Le biométhane produit par la station d’épuration d’Élancourt (40 000 équivalent habitant) sera injecté à partir du 1er trimestre de 2017.


Gilles Bideux
01 mars 2015





Gilles Bideux est Responsable Pôle Energie à la Direction de l’Ingénierie Environnementale de la Lyonnaise des Eaux.



Forte de 130 ans d’expérience dans la gestion technique de l’eau, Lyonnaise des Eaux innove pour la santé de l’eau en apportant des solutions qui répondent aux besoins de tous types de clients (collectivités, habitants, industriels, agriculteurs, gestionnaires de bâtiments, etc.) tout au long du cycle de l’eau et met tout en œuvre pour garantir durablement au consommateur une eau sûre de qualité irréprochable.


Interview de Mathieu Lefebvre (Air Liquide) :

Pourriez-vous nous expliquer en quoi consiste l’épuration du biogaz en biométhane ?

La matière organique présente dans un digesteur, lorsqu’elle se dégrade en l’absence d’oxygène, produit du biogaz. Ce biogaz est un gaz énergétique principalement composé de méthane (CH4) mais également de dioxyde de carbone (CO2), d’hydrogène sulfuré (sulfure d’hydrogène - H2S), de vapeur d’eau (H2O) et de multiples autres impuretés en quantités variables (ammoniac - NH3, composés organiques volatiles - COV, siloxanes - COVSi, etc.). Pour rendre ce gaz compatible avec le système gazier existant (réseaux, chaudières, moteurs, gazinières, etc.), fondé sur le gaz naturel, il est nécessaire de l’épurer, c’est-à-dire d’en supprimer les impuretés et la majorité du CO2 pour le rendre substituable au gaz naturel.

Dans ce cas, le réseau de gaz naturel peut être utilisé pour faire le lien entre les installations de production décentralisées de biogaz et les consommateurs de gaz, dans les bassins de vie, de manière très efficace.

Quels sont les différentes technologies utilisées pour produire du biométhane ?

Il existe plusieurs procédés permettant de réaliser la séparation du méthane et du CO2 : la perméation membranaire, l’adsorption, l’absorption, etc.

Air Liquide propose la perméation par membrane pour les applications biogaz.

Pourquoi choisir la technologie à membrane plutôt qu’une autre ?

La technologie de séparation des gaz par membrane a été développée spécifiquement pour l’épuration des gaz sur site. Elle est aujourd’hui, selon Air Liquide, et dans la majorité des cas, le meilleur compromis technico-économique disponible et éprouvé sur le marché. Le principe de la perméation gazeuse, fonctionnant comme un simple filtre, est un gage de simplicité, de fiabilité et de performance. La séparation par membrane est un procédé continu, fonctionnant sous pression. Une seule machine tournante est nécessaire, le compresseur, ce qui limite les risques d’indisponibilité et minimise les coûts de maintenance.

La technologie d’épuration du biogaz doit être adaptée aux caractéristiques suivantes :

  • sites de taille petite à moyenne ;
  • difficultés d’intervention (localisation et coût) ;
  • exploitants dont ce n’est pas l’activité principale ;
  • accès contraignant aux ressources énergétiques (chaleur, eaux usées, électricité, produits chimiques, eau, etc.) ;
  • contrainte de qualité forte pour l’injection avec contrôle permanent ;
  • haute valeur du gaz raffiné (le biométhane) ;
  • fluctuation/évolution de débit dans le temps (en instantané et à long terme) ;
  • variation permanente de la composition du gaz à traiter.

En effet, la biomasse est une ressource décentralisée, à faible densité énergétique. Il n’est donc pas, énergétiquement, pertinent de la transporter sur de longues distances. La grande majorité (> 90 %) de la biomasse permettant de produire du biogaz se trouve au cœur des exploitations agricoles et de l’industrie agro-alimentaire, donc répartie sur tout le territoire national.

Ainsi, les unités de méthanisation produisent en général entre 100 et 1 500 m3/h de biogaz brut (volume faible en comparaison de l’industrie gazière traditionnelle), sont situées à proximité de la biomasse, c’est à dire décentralisées, loin des bassins industriels et sont exploitées par les agriculteurs ou les agro-industriels.

La technologie membrane offre une très haute fiabilité permettant d’éviter les interventions de l’exploitant qui n’est pas nécessairement compétent et de spécialistes, car cela coûte cher (déplacements) et renchérit le coût de production.

Les retours d’expériences, sur les unités équipées de membranes, démontrent des disponibilités opérationnelles très élevées et supérieures à 99 % :

  • un procédé simple, pouvant être piloté à distance ;
  • un procédé performant, permettant de valoriser le maximum du méthane produit par le méthaniseur (> 99,5 % du méthane entrant dans l’unité est injecté dans le réseau) ;
  • un procédé requérant le minimum de ressources énergétiques pour faciliter son installation (électricité) ;
  • un procédé modulaire permettant d’adapter la capacité d’épuration à la capacité de production du site par le simple ajout de membranes ;
  • un coût d’investissement compétitif : le travail d’adaptation et d’intégration à réaliser sur site est limité parce que la membrane s’adapte aux spécificités des sites et son intégration est réalisée en atelier.

Les performances clés permettant de garantir à l’exploitant ses revenus sont :

  • la qualité du biométhane. Le gestionnaire du réseau public de gaz naturel contrôle de manière très précise la qualité du biométhane avant de l’injecter. Il ne faut donc pas avoir de non-conformité pour éviter de perdre du gaz ;
  • la quantité de gaz extrait, à travers le taux d’extraction ;
  • la disponibilité de l’unité d’épuration pour éviter la perte de gaz ;
  • enfin, les coûts d’exploitation. Ils doivent être les plus réduits possibles, à travers une garantie sur la consommation d’énergie et une technologie simple et peu coûteuse à maintenir et exploiter.

Pourriez-vous nous présenter un de vos projets français innovants et un de vos projets internationaux ?

La technologie de séparation des gaz par membrane est une technologie « récente » dans le domaine des gaz industriels. Bien que les premières applications industrielles dans le domaine du biogaz datent du début des années 2000, cette technologie est encore aujourd’hui en constante évolution.

Le principe de base reste le même : mettre en œuvre la perméation gazeuse. Cependant, actuellement, plusieurs paramètres sont étudiés comme le nombre d’étages, le type de membrane, les conditions opératoires, le type de polymère utilisé, etc.

Des programmes de recherche sont donc en cours à tous les niveaux de la fabrication, de la conception des fibres à l’intégration complète des unités d’épuration.

Le projet « Bioénergie de la Brie » de Jacques-Pierre et Mauritz Quaak à Chaumes-en-Brie (77) est le premier projet d’injection de biométhane d’origine agricole, avec une mise en service réalisée le 28 août 2013.

Pour cette première française, Air Liquide a proposé aux agriculteurs de développer une unité spécifiquement adaptée à leurs contraintes et plus largement au monde agricole. Des développements technologiques étaient nécessaires et ont été cofinancés par l’ADEME dans le cadre du projet SIMBIOSE qu’Air Liquide coordonnait. La technologie développée, utilisant pour la première fois une nouvelle génération de membranes, apporte satisfaction aux agriculteurs et le projet est un exemple de succès très regardé par toute la filière biogaz française et plus largement européenne.

En Angleterre, le système de soutien à la production du biométhane est conditionné à un bilan carbone de la production. Dans ce cadre, les émissions de méthane dans l’atmosphère doivent être limitées au strict minimum, notamment lors de l’étape d’épuration. Pour satisfaire les besoins du marché britannique, après avoir réalisé une première unité couplée à un système de combustion des évents pour supprimer les pertes en méthane, Air Liquide a développé un procédé innovant, fondé sur une nouvelle combinaison mettant en œuvre 4 étages de membrane, permettant de réduire au minimum la quantité de biométhane dans l’évent.

Quelles sont les évolutions et les innovations à venir en matière d’épuration du biométhane dans les prochaines années ?

Air Liquide continue d’investir dans des projets de recherche pour améliorer les performances des technologies d’épuration. Les sujets explorés sont relatifs aux polymères, aux procédés et aux méthodes de fabrication entre autres. Air Liquide étudie, également, la coproduction de CO2 rendue possible par la combinaison de la technologie membrane et de la liquéfaction du CO2. Grâce à ces développements, l’épuration du biogaz représente aujourd’hui une part marginale du coût complet de production du biométhane. En amont, Air Liquide s’investit pour diminuer les coûts de production du biogaz brut, en participant au développement de projets ayant pour objectif de réduire significativement ce coût à travers la standardisation des équipements, la rationalisation des unités et la mutualisation des équipes par une approche industrielle.

Air Liquide s’engage enfin en aval, pour accélérer les développements sur l’usage et la commercialisation du biométhane, notamment pour la mobilité. La valeur que crée ce gaz renouvelable dans la filière mobilité devrait permettre d’augmenter la demande et donc d’accélérer la construction de nouvelles unités de méthanisation. Solution alternative aux énergies fossiles, le bioGNV permet, au même titre que l’hydrogène, de répondre aux défis énergétiques et environnementaux.

Vous travaillez sur la liquéfaction du biométhane. Quels sont les avantages de ce procédé ? Quels sont les différences par rapport à la liquéfaction du gaz naturel ?

La liquéfaction du biométhane peut permettre de répondre à deux problèmes potentiels pour le développement de la filière bioGNV en fonction des pays ou des contraintes locales.

Le méthane liquéfié a une densité énergétique bien supérieure au méthane comprimé. Liquéfier le méthane peut donc permettre de diminuer le coût de transport de cette énergie, entre le lieu de production et le lieu de consommation. La liquéfaction du méthane fait sens lorsqu’elle permet de pallier l’absence de réseau de distribution et d’alimenter le transport routier fonctionnant au gaz naturel liquéfié. La liquéfaction peut donc se développer dans les régions ou pays ne disposant pas, ou peu, de réseaux de transport et distribution de gaz naturel comme c’est le cas en Suède.

Néanmoins, la liquéfaction consomme de l’énergie et nécessite des investissements conséquents. Il est donc nécessaire de valoriser cette énergie sous forme liquide plutôt que de la vaporiser.

En outre, le développement du méthane pour le transport routier est conditionné à l’augmentation de l’autonomie des camions. Cette autonomie peut être obtenue par l’utilisation de réservoirs cryogéniques stockant du biométhane liquide. La liquéfaction du biométhane nécessite donc la mise en œuvre de technologies cryogéniques, qui sont le cœur de métier d’Air Liquide.

Ces technologies peuvent être considérées comme plus « simples » techniquement que la liquéfaction du gaz naturel. En effet, le gaz naturel contient principalement du méthane, mais également de l’éthane, du propane, du butane, du CO2, etc. Les étapes préalables à la liquéfaction sont donc plus complexes que pour le biométhane ne contenant que du méthane et du CO2.

En revanche, la liquéfaction du gaz naturel est réalisée à travers des usines de grande taille permettant des économies d’échelles importantes. Dans le cas du biométhane, les unités seront nécessairement de taille petite et les technologies doivent donc être adaptées et elles sont relativement chères, augmentant le coût de production du biométhane. Pour permettre le développement de la liquéfaction du biométhane en France, un système incitatif doit être mis en place afin de la rendre compétitive vis-à-vis du gaz naturel liquéfié fossile.

Dans le contexte d’un monde de l’énergie en pleine mutation, la valorisation des ressources organiques en gaz énergétique renouvelable est appelée à contribuer au nouveau mix énergétique.

Pour en savoir plus :

Principes et procédés d’épuration du biométhane pour l’injection dans les réseaux de gaz naturel
Site dédié à l’injection de biométhane
Site d’Air Liquide sur le biogaz


Mathieu Lefebvre
01 mars 2015



Mathieu Lefebvre a une expérience de dix années dans le développement de technologies et de nouveaux marchés dans le domaine des énergies renouvelables et plus particulièrement de la filière du biométhane. Il a initié les développements technologiques pour l’Europe dans le domaine de l’épuration du biogaz en 2008 au sein d’Air Liquide Advanced Technologies. Il a ensuite participé activement au développement de l’activité au sein d’Air Liquide au titre de responsable du produit biogaz, puis responsable du développement du marché biogaz au sein d’Air Liquide Advanced Business et enfin en tant qu’expert biogaz. Il contribue depuis 2009 à la mise en place des conditions nécessaires pour l’injection du biométhane dans les réseaux de gaz naturel français.

Leader mondial des gaz, technologies et services pour l’industrie et la santé, Air Liquide est présent dans 80 pays avec plus de 50 000 collaborateurs et sert plus de 2 millions de clients et de patients. Oxygène, azote et hydrogène sont au cœur du métier du groupe depuis sa création en 1902.
Le groupe Air Liquide s’appuie sur sa compétitivité opérationnelle, ses investissements ciblés dans les marchés en croissance et l’innovation pour réaliser une croissance rentable dans la durée.
Air Liquide anticipe les enjeux majeurs de ses marchés, investit à l’échelle locale et mondiale et propose des solutions de haute qualité à ses clients, ses patients, et à la communauté scientifique.

Interview d'Olivier Pisani (Réseau GDS) :

Quelle est la situation de Réseau GDS en matière de développement du biométhane ?

Réseau GDS a réalisé à ce jour deux études détaillées d’injection pour le raccordement de deux installations de production de biométhane à son réseau :

  • un site de production de biométhane à partir de boues de la station d’épuration (STEP) de Strasbourg-La Wantzenau. Ce sera le premier en France à injecter dans le réseau public de distribution de gaz naturel. Il injectera à partir de l’été 2015
  • ainsi qu’une installation de production de biométhane produit à partir de déchets agricoles, dont l’injection est prévue fin 2015 début 2016.

Réseau GDS est en cours de rédaction d’une troisième étude d’injection d’un vaste projet territorial essentiellement agricole, dont l’injection est prévue à partir de l’été 2017.

D’autres projets, au stade de l’étude de préfaisabilité côté producteurs, devraient également faire prochainement l’objet d’une étude détaillée d’injection.

Quelles sont les difficultés que vous rencontrez sur ce sujet ?

En sa qualité de gestionnaire de réseau, Réseau GDS ne rencontre pas de difficultés sur le sujet. Notre forte notoriété et la qualité du dialogue de proximité que nous entretenons avec les collectivités sur le territoire, conjuguées aux bénéfices des expériences transfrontalières suisse et allemande, sont autant d’atouts pour les porteurs de projet qui sont de fait bien informés.

Pourriez-vous nous parler de l’« ambitieux plan de développement de la filière » que vous avez mis en place pour développer la filière biométhane sur vos réseaux de distribution de gaz naturel ?

Réseau GDS s’est donné comme mission d’accompagner la transition énergétique à l’échelle du territoire. À ce titre, et dans le respect des règles du Code de bonne conduite, Réseau GDS apporte l’expertise qu’il détient pour conseiller au mieux les porteurs de projets et il entretient des liens étroits avec la Chambre d’agriculture et l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) pour faciliter l’émergence des projets.

Réseau GDS s’implique également fortement auprès de la filière en tant que représentant du Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées (SPEGNN) au sein du groupe de travail intitulé « Injection biométhane »  (groupe de travail piloté conjointement par GrDF et l’ADEME). Réseau GDS a ainsi animé les réflexions du sous-groupe « Gestion des réservations de capacités » qui a conduit à une première délibération de la CRE sur le sujet, le 24 avril 2014. Réseau GDS a également activement collaboré à l’élaboration des propositions de tarifs d’achat du biométhane produit à partir des boues de station de traitement des eaux urbaines. Réseau GDS a aussi proposé un scénario novateur de rebours mutualisé permettant aux porteurs de projet d’injecter et d’accéder aux capacités disponibles sur la zone d’injection. En effet, Réseau GDS incite les porteurs de projet, à chaque fois que cela est possible, à raccorder leur installation de biométhane au réseau exploité à 16 bars, véritable colonne vertébrale de l’alimentation en gaz naturel de son réseau, ce qui permet, outre l’accès aux consommations de la quasi-totalité des clients raccordés de Réseau GDS, de rendre possible avec une seule installation de rebours mutualisé au niveau d’un point d’interface transport –distribution (PITD), l’accès aux capacités disponibles sur la zone Transport.

Quelles sont les technologies de Smart grids que vous mettez en place pour améliorer l’intégration du biométhane sur vos réseaux de distribution de gaz naturel ?

Réseau GDS a commencé le déploiement des compteurs communicants sur son réseau et participe au projet GONTRAND (GestiON Temps Réel d’un Réseau National de Distribution), projet proposé par les pôles de compétitivité Tenerrdis, Capenergies, Advancity et Derbi en réponse à l’appel à projets n° 17 lancé par le Fonds unique interministériel ( appel à projets lancés chaque année conjointement par l’État et les Conseils régionaux pour recueillir les projets de R&D collaboratifs labellisés par les pôles de compétitivité). L’objectif du projet est de développer et valider des solutions pour connaître et piloter en temps réel la quantité et la qualité des gaz injectés dans un réseau de distribution de gaz en chaque point.

Parallèlement, Réseau GDS fait évoluer son système d’information afin d’intégrer les points d’injection de biométhane et la gestion de zones de qualité du gaz.

Comment voyez-vous le développement des Smart gas grids dans les années à venir ?

Cela nécessitera un développement de l’instrumentation du réseau pour une meilleure connaissance temps réel des consommations, des flux, de la qualité du gaz, avec un objectif d’accueil de sources d’énergie alternative sous forme de stockage (électricité variable par exemple), d’injection de biométhane, d’hydrogène, permettant un arbitrage dynamique entre production locale et production centralisée.


Olivier Pisani
01 mars 2015



Ingénieur diplômé en 1991 de l’Institut National des Sciences Appliquées de Rouen, Olivier Pisani intègre la direction Production Transport de Gaz de France en 1992 (aujourd’hui GRTgaz), où il occupera successivement les fonctions de chef de projet travaux neufs, de chef de projet méthode en maintenance, intégrité des canalisations et analyse des défauts, puis de chef d’agence d’exploitation. En 2010, il rejoint Réseau GDS en tant que chef de département exploitation et travaux et directeur des projets biométhane. Il devient, en 2013, directeur adjoint de Réseau GDS.


Réseau GDS est une société d’économie mixte dont la Ville de Strasbourg est l’actionnaire majoritaire. Opérateur d’infrastructures énergétiques à Strasbourg et dans plus de 100 communes du Bas-Rhin, Réseau GDS est la première entreprise locale de distribution de gaz naturel en France. Son réseau de 1 800 km alimente à ce jour plus de 110 000 clients et achemine annuellement 5 milliards de kilowattheure de gaz naturel.