Energies et environnement

Méthanisation : plein gaz sur l’injection

L’État souhaite mettre un coup d’accélérateur pour faire émerger des unités avec production du biométhane et injection sur le réseau de gaz. Le réseau va devoir absorber cette nouvelle production et de nouveaux usages doivent être trouvés.

« Les objectifs fixés par l’État en matière de production de gaz renouvelables sont très ambitieux », livrait Mathilde Garret, chef produit biométhane chez GRT gaz lors du salon Biogaz organisé à Rennes (35) fin janvier. En effet, la production de biométhane en France devrait atteindre 1 700 gigawatt-heure/an en 2018 et l’objectif fixé par l’État est d’arriver à une production de 8 000 gigawatt-heure/an à horizon 2023. Soit multiplier par plus de 4,5 fois la production en 5 ans. Mathilde Garret rappelle que le biométhane est un gaz renouvelable, issu de la fermentation de la matière organique dans une unité de méthanisation la plupart du temps agricole. Il peut être injecté dans les réseaux de transport et de distribution de gaz naturel car il possède les mêmes caractéristiques physicochimiques que celui-ci.

250 projets par injection à l’étude

Actuellement, 250 projets de méthanisation avec production de biométhane sont à l’étude au niveau national. « Beaucoup de ces projets partent sur une injection du biométhane sur les réseaux de distribution de gaz. Des réseaux de distribution qui sont globalement capables d’accepter 10 % de gaz renouvelable sans autre investissement pour le producteur que le raccordement à une concession de distribution existante », déclare Éric Feuillet, directeur territorial GRDF d’Ille-et-Vilaine. Mais les consommations locales de gaz peuvent limiter les injections de biométhane. Des pics de consommation sont constatés en hiver puis un arrêt brutal lorsque les températures s’adoucissent. « La première conséquence est la limitation de production d’énergie renouvelable des sites existants. La deuxième est d’empêcher l’émergence de nouveaux projets en apportant des contraintes et des risques rédhibitoires pour les investisseurs », constate Éric Feuillet.

En France, les capacités de stockage de gaz sont 300 fois plus importantes que celles du réseau électrique.

Pour atteindre les objectifs fixés par l’État en matière de production de gaz renouvelables, il y a une nécessité à lever les saturations d’injection sur la période estivale à un coût acceptable pour la population. « Cela permettrait d’apporter de la valeur aux acteurs de la chaîne énergétique. Le producteur peut ainsi réaliser son projet, injecter plus et augmenter son revenu. Le fournisseur de gaz achète ainsi plus de biométhane et génère plus de garanties d’origine pour pouvoir vendre plus de gaz vert. Le consommateur dispose de plus de gaz renouvelable pour réduire son empreinte carbone. La collectivité atteint les objectifs de développement des énergies renouvelables à un coût acceptable, maximise la production sur son territoire et encourage l’économie circulaire », résume le directeur territorial GRDF.

Les infrastructures gazières, des batteries méconnues

Parallèlement, il faut favoriser le développement de nouveaux usages du gaz. L’utilisation du biométhane comme carburant peut permettre d’absorber le surplus local, cela reste l’utilisation la plus vertueuse. Une autre solution abordée par GRT Gaz est de mailler les réseaux de distribution pour augmenter la zone de consommation. « C’est une solution d’investissement optimale qui est à privilégier quand elle est possible car c’est la moins chère et la solution la plus passive », assure Mathilde Garret. Une alternative possible est le conditionnement du biogaz ou du biométhane et son stockage sous forme comprimé ou liquéfié lorsque la capacité d’absorption du réseau est temporairement inférieure à la capacité de production répondant aux contraintes estivales.

« C’est une réponse à des contraintes d’éloignement du réseau. Le biométhane peut alors être transporté par camion en un point d’injection distinct du lieu de production. On peut imaginer comme une tournée du laitier pour collecter le biométhane avec une injection centralisée. Le modèle économique reste à définir. » La dernière réflexion est la construction de « rebours » qui permettent de comprimer le surplus de biométhane des réseaux de distribution vers le transport. Cette solution d’investissement permet de remonter les surplus d’énergie renouvelable vers une infrastructure gazière déjà construite et proposant un stockage énergétique important et à forte flexibilité. « Les batteries les plus méconnues au monde sont les infrastructures gazières. En France, les capacités de stockage de gaz sont 300 fois plus importantes que celles du réseau électrique », conclut la chef produit biométhane chez GRT gaz.

95 % du biogaz produit est valorisé

Notre exploitation est à proximité de la ville de Liffré ce qui nous a permis d’investir dans une unité de méthanisation avec production de biométhane et injection sur le réseau de gaz. Il est vrai qu’au départ c’est plus coûteux qu’une méthanisation avec cogénération. La partie épuration du biogaz représente à peu près le même investissement qu’un moteur de cogénération, par contre la location de l’injecteur à GRDF nous coûte autour de 100 000 €/an. L’avantage est que nous n’avons pas de soucis mécaniques et moins de maintenance. De plus 95 % du biogaz produit est valorisé alors que la cogénération induit des pertes d’énergie. Après plus d’un an de fonctionnement nous sommes très satisfaits et on peut dire que cet investissement nous aide à passer la crise laitière.Arnaud Gilbert, associé du Gaec du Champ Fleury à Liffré (35)

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