Un point sur l’injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturel
Poste d’injection GrDF
Jusqu’en 2011, en France, seule la valorisation du biogaz sous forme d’électricité et de chaleur1 était autorisée. Depuis novembre 2011, un cadre réglementaire spécifique autorisant l’injection de biométhane sur les réseaux de gaz naturel a été mis en place, puis progressivement complété. Aujourd’hui, seules les filières ISDND2, Agricole, Ordures Ménagères et Industrie (Agroalimentaire seulement) ont reçu l’autorisation d’injecter sur les réseaux selon les recommandations de l’AFSSET3.
L’injection pour les stations d’épuration (STEP), présentant des risques sanitaires potentiels, a quant à elle été reportée pour fin 2013 à l’issue du plan Energie Méthanisation Autonomie Azote (EMAA). Ce cadre réglementaire récent ouvre ainsi des perspectives de développement supplémentaires pour la filière biogaz. Le « Groupe de Travail Injection » piloté par l’ADEME et GrDF a en effet évalué le potentiel important de biométhane injecté sur les réseaux entre 3 et 9 TWh à l’horizon 2020 à comparer aux objectifs Grenelle de 10 TWh de production d’électricité et de chaleur à partir de biogaz. Décryptage.
Le cadre réglementaire spécifique à l’injection du biométhane, Sia Partners – Cliquer pour agrandir.
L’injection est un mode valorisation encore récent mais bénéficiant d’un engouement important
Le site de valorisation de déchets ménagers de Lille Métropole a joué un rôle pionnier en injectant ses premiers mètres cubes de biométhane dès juin 2011. Ce projet a permis l’émergence du cadre règlementaire spécifique nécessaire au développement de ce mode valorisation. Ainsi, à l’heure actuelle, 3 autres projets4 ont déjà reçu les autorisations nécessaires et injectent – ou s’apprêtent à injecter – du biométhane dans les réseaux et plus de 600 projets ont été soumis en 2 ans aux gestionnaires de réseaux. Ce chiffre témoigne de l’engouement pour ce mode de valorisation, sachant que le rythme prévu par le plan EMAA est d’environ 150 nouveaux méthaniseurs par an.
La valorisation du biogaz par injection de biométhane présente de nombreux avantages
La forte densité des réseaux de gaz assurée par les 240 000 kilomètres de canalisations est un atout majeur de ce mode de valorisation. La rentabilité des installations d’injection dépendant fortement de la distance au réseau, les possibilités de raccordement en limitant les surcouts sont donc élevées5. Les projets d’injection de biométhane bénéficient également de tarifs d’achat avantageux qui s’échelonnent de 4,5c€/kWh à 12,5c€/kWh en fonction de la taille et du type de projet. En effet, comme pour les tarifs d’achats de l’électricité, les installations de petites et moyennes capacités (<50m3/h) et valorisant les effluents agricoles sont favorisées par rapport aux ISDND ou aux installations plus grandes. Ce mécanisme dégressif permet de prendre en compte les effets d’échelle et d’encourager la méthanisation agricole. A ces tarifs d’achat vient s’ajouter le mécanisme de « garantie d’origine6 » qui offre une source de revenus supplémentaires pour l’exploitant.
Les projets doivent cependant s’adapter à la variabilité saisonnière des besoins des réseaux de gaz naturel
Le gestionnaire de réseau de gaz, à l’inverse de l’électricité, n’est pas dans l’obligation d’accepter le biométhane produit. Suivant les besoins de consommation en aval et les contraintes réseau, le gestionnaire peut ainsi moduler la quantité de biométhane injectée. Afin de pallier à cette contrainte, la double valorisation du biogaz – sous forme de biométhane injecté ou de cogénération – a été autorisée en février 2013 et offre plus de flexibilité. Le site de méthanisation des déchets organiques urbains de Lille Sequedin a quant à lui opté pour une solution mixte injection/biocarburant pour valoriser le biométhane en fonction de ses besoins, le biocarburant étant utilisé pour alimenter la flotte de bus de l’agglomération.
Ainsi, l’implication grandissante des gestionnaires de réseaux, concrétisée par la mise en place du site www.injectionbiomethane.fr par l’ADEME et GrDF et par l’outil Réso’Vert7 de GRTgaz, vont simplifier et rendre plus accessibles les démarches à effectuer. Les premiers retours d’expérience devront quant à eux permettre de diminuer les investissements liés aux unités de purification et d’injection et limiter ainsi les surcouts initiaux encore conséquents par rapport aux autres modes de valorisation. Les projets d’injection devraient donc se développer en premier lieu lorsque les opportunités de valorisation de la chaleur seront insuffisantes pour rendre la cogénération intéressante. A titre d’illustration, les STEP, souvent situées à proximité des villes et donc des réseaux semblent ainsi être, entre autres, une cible de choix pour ce type de valorisation. Si les estimations se confirment, ce n’est pas moins de 2% de notre gaz naturel qui sera « vert » à l’horizon de 2020.
C. de Lorgeril, F. Magnier, B. Hallo
Cet article s’inscrit dans le cadre d’un dossier presse portant sur les filières biogaz, méthanisation et biométhane. Parallèlement, SiaPartners a développé une offre sur ces thématiques. Pour tous renseignements, contactez-nous.
Notes:
- (1) Et dans une moindre mesure sous forme de carburant
- (2) Installation de stockage de déchets non dangereux
- (3) Agence française de sécurité sanitaire de l’environnement et du travail
- (4) 2 projets de la filière Agricole et un projet de la filière Ordures Ménagères
- (5) Jusqu’à plusieurs centaines de milliers d’euros par kilomètres
- (6) Les garanties d’origine sont un dispositif de soutien aux énergies vertes. Dans le cas du biogaz ils assurent une traçabilité du biométhane injecté et peuvent permettre à un consommateur soucieux de son empreinte environnementale de s’assurer que pour chaque MWh consommé, une quantité identique de biométhane est injectée sur les réseaux.
- (7) http://www.grtgaz.com/acces-direct/clients/producteur/raccordement.html
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