La filière du gaz renouvelable a enregistré une croissance d’un facteur 2,6 en 2016.

L’unité agricole de méthanisation de Liffré (35). En 2016, 9 sites de production de biométhane ont été mis en service.

 

Le nombre de sites de production et d’injection se développera fortement en 2017-2018. L’activité Biogaz prend son envol. Pour preuve : l’année 2016 a connu une augmentation de 162 % du volume de biométhane injecté dans le réseau – ce, grâce aux 26 sites en service fin décembre dernier, soit 9 de plus qu’en 2015.

 

Les acteurs de la filière Biogaz, de gauche à droite : Thierry Trouvé, DG de GRT Gaz ;

Édouard Sauvage, DG de GRDF ; Jean-Louis Bal, Président du SER ; Dominique Mockly, DG de TIGF ;

Serge Niva, délégué général du SPGENN.

 

Les mois à venir s’annoncent prometteurs : 5 TWh de gaz renouvelables sont d’ores et déjà en portefeuille, soit quelque 241 projets ; ces nouvelles installations de méthanisation produiront d’ici trois à cinq ans du combustible pour l’équivalent de quelque 420 000 clients. À noter qu’il s’agit là d’un délai classique pour ce type de projets.

 

La filière et ses intervenants, de la production de biométhane à l’injection.

 

Une vingtaine des sites d’injection devraient ouvrir d’ici fin 2017, puis une cinquantaine en 2018. Grand-Est et Hauts-de-France poursuivent leur équipement et devraient devenir les régions leaders de ce secteur ; Nouvelle-Aquitaine, Occitanie et Auvergne-Rhône-Alpes enregistrent aussi de nombreux projets.

 

Le parc 2016 : les régions du nord et de l’est de la France sont partis avec un temps d’avance.

 

Présenté le 22 février dernier par Jean-Louis bal, président du SER (Syndicat des énergies renouvelables), cet état des lieux positif du gaz renouvelable mérite, selon lui, de maintenir un rythme d’avancement soutenu. Car malgré tout, les acteurs de cette filière restent modestes.

 

En 2016, la majorité des intrants sont issus du traitement des déchets des collectivités.

 

1 % de biométhane dans le réseau avant 2020

 

Fin 2016, malgré cette forte augmentation de production, les 215 GWh de biométhane ne couvraient que 0,05 % des 450 TWh de gaz consommés chaque année en France. À noter que la capacité de méthanisation intallée possède un potentiel de production maximale de 410 GWh/an. En clair, le premier pourcent de gaz renouvelable n’est attendu qu’aux alentours de 2020.

 

Pour exponentiel qu’il soit actuellement, le développement du parc doit tirer profit des objectifs posés en 2015 par la loi de transition énergétique, puis en 2016 par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), estime Jean-Louis Bal. Ces textes fixent un « trend » précis : 1,7 TWh fin 2017 et 8 TWh fin 2023, dont 2 TWh de bioGNV à cette même échéance.

 

Les 241 projets actuellement en cours vont permettre de couvrir le territoire.

 

Ainsi, dès cette année, des appels à projets vont relancer les investissements pour atteindre un parc de 1 000 méthaniseurs installés en 2020. Autre grand objectif : mettre en phase la filière pour alimenter les 1 400 sites d’injection dans le réseau national. Deux acteurs sont particulièrement concernés : GRDF sur la plus grande partie du territoire, et TIGR (Transport et Infrastructures – Gaz France) sur le grand sud-ouest.

 

La filière gaz s’investit

 

Autre horizonimportant, fixé par la loi de transition énergétique : 2030. À cette date, le réseau de gaz naturel devrait véhiculer 10 % de biométhane issus des 56 TWh de gisements organiques potentiels.

 

À terme, les intrants d’origine agricole seront majoritaires.

 

Aux côtés des industriels de l’équipement et des transporteurs de gaz, ce secteur intéresse aussi les indépendants. Pour Serge Niva, délégué général du SPEGNN, syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées qui regroupe une trentaine de sociétés telles que Regaz et Gaz de Bordeaux à Bordeaux, Gaz et Électricité de Grenoble, Séolis à Niort, Sorégies à Poitiers ou Réseau Gaz de Strasbourg…, cette activité s’intègre dans le cycle court local « du déchet au gaz ». En tout, il relève quelque 13 projets en cours chez ses adhérents. « La clé du succès réside dans le partenariat des collectivités à l’actionnariat des entreprises de distribution. »

 

Pour les distributeurs nationaux, GRDF et TIGR, cette nouvelle économie circulaire constitue une activité qui renouvelle les modes de gestion. Cette filière industrielle implique de nouveaux acteurs – agriculteurs et collectivités essentiellement –, et demande de revoir les financements autant que la chaîne logistique.

 

 Mailler tous les réseaux

 

Surtout, les gestionnaires de réseaux s’accordent désormais sur un point précédemment controversé : l’intermittence de la production. Alors que l’on pensait que la production pouvait varier au cours de l’année, Édouard Sauvage, directeur général de GRDF, souligne que le biogaz connaît concrètement une production régulière au cours de l’année. Ce qui pose de nouveaux problèmes techniques en termes de stockage dans les canalisations durant les périodes de faibles consommations, essentiellement en été.

 

Ce problème peut être traité par un maillage des réseaux de distribution. Mais le réseau de transport GRT Gaz s’implique désormais plus avant pour le résoudre en proposant des installations dites de « rebours ». Ainsi, le volume excédentaire dans les réseaux de distribution pourrait remonter dans les grandes artères du réseau de transport.

 

Une nouveauté, puisqu’il y a quelques années encore, le discours des acteurs soulignait que le biogaz devait être contenu dans les réseaux locaux de distribution ; il était alors dit qu’il ne pouvait en aucun cas remonter dans les canalisations de transport. L’évolution du volume produit semble avoir eu raison de cette position radicale.

 

Comme pour l’électricité, la solution de la circulation bidirectionnelle du combustible gaz sera progressivement assurée. En tout quelque 30 postes de « rebours » seraient nécessaires, selon Thierry Trouvé, directeur générale de GRT Gaz. L’investissement serait d’environ 100 M€, à mettre en regard des 600 M€ annuels programmés par l’entreprise pour maintenir son réseau. La mise en service d’un premier site de « rebours » doit être prochainement validé avec un partenaire.

 

Les actions de 2017

 

Le développement du gaz renouvelable, rappelle Jean-Louis bal, est motivé par trois arguments : la réduction des gaz à effet de serre, la diversification des énergies fossiles et la gestion des déchets organiques.

 

L’activité de production de biométhane demande un investissement local des agriculteurs ou des collectivités locales. Les premiers y trouvent un débouché environnemental et économique pour les déjections animales – fumiers, lisiers – et les toutes sortes de matières organiques – fruits et légumes issus d’industries agro-alimentaires, déchets d’abattoirs…

 

Après moins d’une dizaine d’année de relance de cette industrie, de nouveaux mécanismes de soutien sont apparus. Le principal d’entre eux est le contrat de rachat d’énergie. Si celui concernant l’électricité produite à partir de biogaz est passé de 15 à 20 ans mi-décembre dernier, celui pour l’injection est maintenu à 15 ans ; le SER militera pour le passer à 20 ans, avec maintien du tarif de rachat (actuellement aux environ de 100 €/TWh contre environ 140 €/TWh pour l’électricité).

 

Les actions syndicales porteront aussi sur l’exonération de taxe foncière sur les unités de méthanisation, et sur la mise en place de nouveaux modes de financement : fonds de garantie, prêts bonifiés, fonds publics.

 

Développer les technologies

 

Outre la méthanisation, les ingénieurs préparent d’autres modes de production de méthane de synthèse pour les années 2020-2030. Les procédés de gazéification de biomasse et de « power to gas » sont les plus souvent cités. Ils permettront à la fois d’exploiter le potentiel et d’assurer le lien entre productions de gaz et d’électricité renouvelables.

 

La gazéification et le « power to gas » pourraient constituer le carrefour technique

entre les énergies renouvelables électriques et biomasse.

Des démonstrateurs permettront de les valider.

 

D’une pierre, deux coups, il devrait ainsi être possible de s’affranchir totalement de l’intermittence et des difficultés de stockage d’énergie, notamment de l’électricité. Ces technologies donneront aussi accès à la production d’hydrogène ; il sera introduit dans les réseaux de gaz.

 

Des démonstrateurs sont d’ailleurs en cours de montage : il s’agit de Grhyd, un site d’injection d’hydrogène réalisé par GRDF à Capelle-la-Grande, près de Dunkerque ; et, à Fos-sur-Mer, de Jupiter 1000, une unité de valorisation des excédents d’électricité renouvelable (« power to gas ») par production d’hydrogène, et de méthanation à partir du CO₂ d’un site industriel voisin. Piloté par GRT Gaz, ce dernier projet rassemble sept partenaires.

 

À terme, méthanisation, gazéification et « power to gas » pourraient ainsi pratiquement atteindre le niveau actuel de consommation de gaz.

 

Source : batirama.com / Bernard Reinteau