100 % de gaz renouvelable en 2050, un scénario réaliste selon l'Ademe

Selon une étude de faisabilité technico-économique de l’Ademe, la France pourra mobiliser suffisamment de ressources primaires pour produire tous les gaz renouvelables, biogaz et gaz de synthèse, dont elle aura besoin en 2050. Et à des coûts presque compétitifs.

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100 % de gaz renouvelable en 2050, un scénario réaliste selon l'Ademe
Une unité d’épuration de biogaz

La France autonome en gaz en 2050 ? Les industriels du gaz affirment que c’est possible grâce à la production de biogaz par méthanisation des déchets organiques, à la gazéification de biomasse sèche et au power-to-gas, qui permet de produire du gaz de synthèse à partir du captage de CO2 industriel et d’hydrogène vert produit à partir d’électricité renouvelable. La première technologie est mature, les deux autres devraient l’être en 2050. Reste à savoir s’il sera possible de faire correspondre les ressources avec les besoins de production pour répondre à la demande.

En se basant sur son scénario 100 % renouvelable 2035-2050, l’Ademe a réalisé cette étude de faisabilité technico-économique, avec GRTgaz et GRDF. Sans donner de trajectoire, l’étude a évalué le gisement théorique de ressources primaires mobilisables et son potentiel. Il serait au total de 620 TWh dont 390 TWh provenant de la biomasse (230 TWh du bois et ses dérivés, 130 TWh des sous-produits agricoles, 15 TWh des biodéchets et 14 TWh des algues), 205 TWh de l’électricité et 25 TWh des énergies de récupération (combustibles solides de récupération, hydrogène fatale…).

Un potentiel de 460 TWh de gaz renouvelable

Ce potentiel de ressources théorique permettrait de produire jusqu’à 460 TWH de gaz renouvelable injectable dans le réseau dont 30 % proviendraient de la filière de méthanisation (jusqu’à 140 TWh), 40 % de la filière de pyrogazéification (jusqu’à 180 TWh) et 30 % grâce au power-to-gas (140 TWh). La demande, qui devrait chuter en France en 2050 à 286 TWh contre 436,5 en 2015 (hors production électrique), serait largement satisfaite. Et ce quelles que soient les options retenues pour l’utilisation de la biomasse. L’étude a en effet défini quatre scénarios, dont un 100 % renouvelable où la production de gaz se substitue à une partie de la cogénération bois et chaleur, un scénario 100 % EnR&R avec pyrogazéification renforcée, un second avec une utilisation limitée de la biomasse pour les usages gaz et un dernier avec seulement 75 % de gaz renouvelable dans le mix gazier final.

Entre 105 et 153 €/MWh

Mais l’originalité de l’étude est d’avoir évalué le coût total du mégawattheure de gaz en fonctions des choix. "C’est la première qu’on voit apparaître la somme des coûts de production et de réseau, dans les calculs", observe Christophe Bellet, expert biométhane chez GRDF. Selon l’étude de l’Ademe, les coûts de réseau et de stockage représentent 15 à 20 % du coût total avec un coût de raccordement évalué à 3 euros/MWh. Suivant les scénarios, le coût de production du gaz renouvelable irait de 105 à 153 €/MWh. Des coûts compétitifs, selon les auteurs de l’étude, qui tablent en 2050 sur un prix de 86 €/MWh de gaz naturel en tenant compte d’une taxe carbone à 200 € la tonne de CO2.

Mais en optimisant la collecte…

Très décentralisée - l’étude évoque 10 000 unités en France - cette production serait créatrice d’emplois. Mais il lui reste des progrès à réaliser, notamment pour abaisser les coûts de collecte des intrants. Ecartant totalement l’idée de cultures énergétiques dédiées, comme en Allemagne ou au Royaume-Uni, elle implique aussi la généralisation des cultures intermédiaires et, dans le secteur du bois, le développement d’une sylviculture dynamique et durable. Les technologies doivent aussi être améliorées.

... et en améliorant la rentabilité des technologies

" Aujourd’hui le coût de production du biométhane est de 100 euros du MWh. Il devrait baisser de 30 % d’ici à 2025 en travaillant sur trois postes, le broyage des déchets, le rendement de digestion et l’épuration", explique Christophe Bellet. Pour la pyrogazéification, qui est déjà utilisée pour la production de chaleur, "le défi est d’être capable d’épurer le gaz de synthèse pour l’injecter dans le réseau, explique l’expert. Les scientifiques pensent qu’on va pourvoir viser des coûts de production de 100 euros /MWH à terme". Enfin, pour le power-to-gas, la clé résiderait dans la disponibilité d’une électricité peu coûteuse, voir gratuite. "Mais cela ne sera pas avant 2030", pense le responsable biogaz d’Engie. D’ici là, le démonstrateur Jupiter 1000 de Fos-sur-Mer devrait avoir apporté des éléments des plus concrets de faisabilité technico-économique.

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