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Injection: un nouveau débouché pour le biogaz

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Le méthane issu de la fermentation des déchets va améliorer le bilan environnemental des fournisseurs de gaz. Restent quelques ajustements techniques, organisationnels et financiers. La première expérimentation française devrait voir le jour d’ici la fin de l’année.

Injection: un nouveau débouché pour le biogaz © Naskeo

« GRDF est de bonne volonté. Le gaz n’a plus très bonne presse par rapport à l’électricité et la possibilité d’injecter du biométhane dans le réseau de gaz naturel est devenue un enjeu stratégique ». Le propos ne sort pas du service marketing de l’opérateur de réseau, mais bel et bien du Syndicat des énergies renouvelables (SER). Le conglomérat d’industriels n’est pourtant pas toujours tendre avec les acteurs énergétiques traditionnels, souvent accusés de freiner l’essor des renouvelables. Et jusqu’à l’an dernier, GRDF n’échappait pas à la critique. Les spécialistes de la méthanisation lui reprochaient d’exagérer les contraintes techniques et organisationnelles de l’injection pour ne pas accueillir sur son réseau le méthane issu de la fermentation des déchets, plus cher que le gaz naturel.

De 70 et 165 €/MWh ?

Si le climat est apaisé, le secteur reste dans l’attente. Au plus grand bonheur des acteurs du marché, la promulgation de la loi Grenelle 2 a défini un cadre réglementaire de base à l’injection - « La décision était attendue, mais on n’était pas à l’abri d’un amendement de dernière minute », estime Olivier Bertrand, chef du département bioénergies au SER- Néanmoins, les décrets d’applications eux, se font toujours attendre… Avec une certaine anxiété ! La première question posée est celle du prix d’achat réglementé du biométhane. Comme pour la plupart des énergies renouvelables, il devra être supérieur à celui du marché pour lancer la filière. Réunis dans un groupe de travail en 2009 sous la tutelle du ministère de l’écologie, les entreprises de la filière ont fait une proposition commune correspondant à un coût d’approche technique, c’est-à-dire au prix de revient de la production, de l’épuration et de l’injection de gaz. D’après nos informations, le chiffre oscille entre 70 et 165 €/MWh selon le profil du centre de méthanisation et les déchets valorisés. Reste à savoir si en pleine période de rigueur budgétaire, il sera bien validé par les pouvoirs publics ! Car il faudra trouver un mécanisme de compensation pour financer le dispositif.

La question du financement reste à trancher

Deux propositions sont en balance pour assumer le surcoût du biogaz : élargir l’assiette du tarif spécial de solidarité du gaz (TSS) qui finance déjà la consommation des ménages à petits revenus. Ou l’intégrer à la contribution du service public de l’électricité (CSPE), le « E » devenant alors la première lettre du mot « énergie ». Les industriels penchent pour cette proposition qui met tout le monde à contribution tandis que seuls les onze millions de clients gaz paient avec la première. Après tout, il s’agit de valoriser les déchets produits par tous ! Sauf grande surprise, les pouvoirs publics ne devraient pas se laisser convaincre. Le financement de la CSPE est déjà difficile et au moins dans un premier temps, le surcoût sera trop faible pour justifier une refondation du système. Pour limiter l’impact de l’injection sur le prix du gaz, le ministère pourrait en revanche accepter de créer un mécanisme payant de garanties d’origine. En donnant au gaz propre une valeur financière, à l’instar des certificats verts pour l’électricité renouvelable, on pourrait compenser en partie le différentiel de prix avec le gaz naturel. En particulier si l’achat de cette énergie verte exonère les entreprises polluantes de quelques quotas de CO2.

Les modalités opérationnelles de l’injection doivent elles-aussi être définies plus clairement par les décrets ministériels : Qui paie la connexion au réseau ? Qui gère la qualité et l’odorisation du gaz ?... Là encore, le consensus semble trouvé, comme le prouve un rapport signé à l’unanimité par le groupe injection fin 2009. « Si les textes sont dans la lignée de ce qu’on s’est dit, c’est parfait. Mais le diable se cache dans les détails », prévient Catherine Foulonneau, chargée de projet biogaz à la délégation stratégie de GRDF. Le verdict devrait être rendu à la fin de l’année ou début 2011.

Expérience lilloise : LA référence

En attendant, les porteurs de projets semblent confiants. Avant même la parution des décrets, GRDF a reçu une cinquantaine de demandes d’injection. « Entre l’étude amont, la simulation, la demande d’autorisations, l’instruction du dossier de la préfecture et la construction proprement dite, il faut au moins quatre ans », justifie Sylvain Frédéric, co-fondateur du bureau d’étude Naskeo Environnement. Le projet le plus avancé est sans conteste celui de la métropole lilloise, en train de régler les ultimes détails techniques. « De notre côté, il n’y a plus qu’à procéder à quelques jours de mesure pour vérifier que tous les paramètres sont bons et à ouvrir les vannes », explique Catherine Foulonneau. « Lille, c’est Le projet pilote sur lequel tout le monde compte », confirme Caroline Marchais, déléguée générale du Club Biogaz de l’ATEE (Association Technique Energie Environnement).

Les autres expérimentations ne devraient pas voir le jour avant 2011, le but affiché étant, comme le soulignent plusieurs des personnes interrogées « d’éviter les contre-références ». Parallèlement aux réglages techniques, les pouvoirs publics veulent trouver le juste équilibre pour que l’injection ne déstabilise pas les débouchés locaux du biométhane comme la cogénération (fabrication simultanée d’électricité et de chaleur). Le tarif d’achat de l’électricité produite avec du méthane devrait d’ailleurs être revu à la hausse quand les décrets biogaz sortiront. Compte tenu de ces éléments et du fort investissement pour le matériel, « il ne devrait pas y avoir de ruée vers l’injection, en particulier pour les petits sites », prévient Caroline Marchais. Le calme... avant la tempête ?

Il n’empêche. L’Ademe estime que trois à sept cents installations pourraient être connectées au réseau en 2020. « C’est possible, estime Catherine Foulonneau, mais tout dépendra des conditions ! ». Difficile de définir le profil de l’installation type. « Ce sera vraiment du cas par cas, poursuit-elle. Sur certains projets étudiés, on se rend déjà compte que si chacun y met du sien, ce qui est infaisable un jour est possible le lendemain ». Exemple avec les sites de zone rurale. En plein été, la demande de gaz est très faible et le réseau de distribution n’est pas toujours en mesure d’accepter la production d’une unité de méthanisation. « Si l’exploitant du réseau de transport modifie légèrement la pression du gaz et que l’installation accepte de stocker une partie de ses déchets quand la demande n’est pas là, ça peut passer », estime-t-elle.

Encore faut-il justement que tout le monde travaille de concert ! Et à moyen terme, certains différends pourraient bien revenir sur le devant de la scène, par exemple si un porteur de projet considère qu’un fournisseur de gaz ne fait pas les efforts nécessaire pour trouver un débouché à son biométhane. Même à la campagne, il est théoriquement tout à fait possible de raccorder des réseaux en bout de ligne ou de compresser le gaz pour qu’il rejoigne le réseau de transport dont la capacité est plus forte. Avec un coût important rétorque GRDF. Mais l’industrie photovoltaïque est beaucoup plus incisive lorsqu’ERDF affiche les mêmes arguments que son équivalent gazier ! « Il faut procéder étape par étape. On est déjà heureux d’en être là », rétorque Sylvain Frédéric. Alors que les porteurs de projet de méthanisation ont souvent du mal à trouver des ressources pour financer leurs installations, « ce nouveau débouché est un message fort envoyé aux investisseurs et aux banquiers, s’enthousiasme lui-aussi Olivier Bertrand. Il crédibilise une filière vue comme un petit monde fermé ».

De nouvelles activités industrielles en perspective

A l’image d’Air Liquide, de Verdesis ou de Gastreatment, les industriels spécialisés dans le traitement du gaz ou le contrôle qualité se frottent eux-aussi les mains. Filiale du groupe néo-zélandais Flotech, la société Greenlane (photo) vient par exemple de s’implanter en France. Elle est spécialisée dans l’épuration du méthane. « On y réfléchit depuis deux ans. Le réseau français est très développé et les besoins en biogaz épuré sont nombreux pour l’injection ou pour l’autoconsommation (l’utilisation de biogaz comme carburant par exemple), explique son représentant hexagonal Yann Pierre. Ici, nous pouvons confronter notre offre avec le marché et trouver des partenaires pour faire la liaison entre le monde du déchet et celui du pétrole et du gaz ». A l’image de Cirmac, d’autres sociétés étrangères ont des projets d’implantation. Et « certains instituts de recherche comme l’Ecole des Mines travaillent sur la purification, se réjouit Sylvain Frédéric. Ce qui annonce des startups à venir ! ».

Olivier Descamps

Quels déchets valoriser ?

Dans un premier temps, le gaz injecté dans le réseau devra être issu de la méthanisation de déchets ménagers, agricoles ou de l’industrie agro-alimentaire. Le méthane obtenu grâce aux boues d’épuration ou aux autres déchets industriels devra quant à lui attendre une nouvelle expertise de l’Agence nationale de sécurité sanitaire (Anses). Si l’Allemagne qui possède déjà quelques dizaines de postes d’injection mise sur les cultures énergétiques, la France n’est pas partie pour suivre ce modèle. Notamment pour des raisons de concurrence avec les terres agricoles. Chez Naskeo par exemple, on croit beaucoup en revanche aux cultures de troisième génération, celles qui reposent sur des micro-algues en lagunes ou des macro-algues en pleine mer. En partenariat avec plusieurs acteurs dont GDF Suez, le bureau d’étude évalue par exemple la possibilité d’exploiter des macro-algues installées sur un site d’éoliennes offshores (projet Winseafuel).

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