Dossier Technique

Biométhane et injection sur le réseau de gaz naturel

Mis à jour le

Initialement, le biogaz était envisagé comme un simple produit du traitement des déchets. Désormais, il est considéré comme une énergie renouvelable à part entière qu’il est essentiel de valoriser. En effet, la loi Grenelle I, adoptée le 23 juillet 2009, précise que « les sources d’énergie renouvelable sont […] l’énergie issue de la biomasse, du gaz de décharge, du gaz de stations d’épuration d’eaux usées et du biogaz ». Parmi les marchés européens, la France, pays très agricole, est l’un des plus prometteurs au vu du gisement disponible de biogaz non valorisé et de la nouvelle réglementation. Cette dernière ouvre la voie à une alternative pour la valorisation du biogaz en biométhane.

Début juin 2018, 40 sites injectent du biométhane sur le réseau exploité par GRDF pour un volume de 520 GWh/an.

Biométhane, biogaz : quelle différence ?

Du biogaz...

Le biogaz est issu de la fermentation anaérobie, c’est-à-dire sans oxygène, de matières organiques, principalement des déchets issus de l’agriculture et de l’industrie alimentaire, ainsi que des ordures ménagères.

Le biogaz brut est composé de 50 à 65 % de méthane (le reste est composé essentiellement de CO2, H2S, eau et d’impuretés diverses). À l’état brut, ou après un léger traitement, il peut être valorisé sur le site de production sous forme d’électricité ou de chaleur, voire les deux lors de la cogénération.

...au biométhane

Le biométhane, lui, est un biogaz qui a subi une épuration poussée grâce à laquelle il atteint le même niveau de qualité que le gaz naturel.

Production de biogaz : quel débit en fonction du type d'intrants ?

Le débit de biogaz produit par un mélange de déchets est calculé à partir des « pouvoirs méthanogènes » de chaque composant. Voici quelques ordres de grandeur en fonction du type d’intrants :

  • Ordures ménagères : rendement en biogaz compris entre 100 et 140 Nm³/t de FFOM (fraction fermentescible des ordures ménagères), avec 60% de CH4 dans le biogaz (source : ACV FFOM)
  • Substrats agricoles et agro-alimentaires (sources : plaquette méthanisation agricole de l'ADEME - présentation de APESA - Formation ATEE de mai 2010)
Production de biogaz : ordres de grandeur en fonction des différents substrats agricoles et agro-alimentaires
Production de biogaz : potentiels méthanogènes de différents substrats agricoles et agro-alimentaires
Exemple chiffré

1 000 t/an de graisses alimentaires + 10 000 t/an de biodéchets des ménages + 1 000 t/an de déchets verts permettent :
- de produire environ 200 Nm3/h de biométhane et environ 16 GWh/an (8000 h de fonctionnement/an)
- d’assurer la consommation chauffage+ECS d’environ 4 500 logements RT2012 (hyp : 50 kWh/m².an ; logements de 70 m²) 

Injection de biométhane dans le réseau gaz naturel : comment ça marche ?

De la collecte à l'injection du biométhane dans le réseau : les quatre étapes de la méthanisation
De la collecte à l'injection de biométhane dans le réseau : les différentes étapes de la méthanisation

Les intrants autorisés

L’évaluation des risques sanitaires par l’Anses (Agence nationale de sécurité sanitaire, ex-Afsset), sous saisine du MEEDDM (ministère de l’Écologie, de l’Énergie, du Développement durable et de la Mer) a conclu fin 2008 à la possibilité d’injecter tous les biogaz, sauf ceux issus de déchets industriels (hors agro-alimentaires) et de boues d’épuration.

Début 2010, le MEEDDM a saisi l’Anses afin qu’elle complète l’étude précitée. L’injection du biométhane issu de la méthanisation des boues de stations d’épuration (STEP) est ainsi autorisée depuis la publication de l'arrêté du 24 juin 2014. Les déchets industriels ne seront pas acceptés pour l’injection.

Zoom sur les intrants autorisés pour l'injection de biométhane dans le réseau de gaz naturel
Zoom sur les intrants autorisés pour l'injection de biométhane sans le réseau gaz naturel

Les différents usages du biométhane

Le biométhane, une fois injecté, permet de couvrir tous les usages du gaz naturel (chaleur, cuisson, production d’électricité, process) sur des sites qui peuvent se situer loin du point d’injection.

L’injection de biométhane peut aussi permettre, notamment dans le cas de la valorisation carburant, d’adapter la production continue de biométhane avec la consommation discontinue et, ainsi, d’éviter des stockages importants et coûteux sur site.

Les conditions techniques d’injection du biométhane

Etape 1

Tout d’abord, GRDF valide la faisabilité de l’injection dans le réseau, soit :

  • Vérifier qu’un réseau de distribution se situe à proximité du site d’injection et que le débit produit par le porteur de projet peut être injecté dans ce réseau. Il n’est en effet pas possible d’injecter plus de biométhane que les consommations de gaz sur la zone d’injection. Or celles-ci sont en général plus faibles l’été que l’hiver, ce qui peut nécessiter de réduire voire interrompre l’injection pendant certaines périodes.
  • Etudier le tracé du raccordement entre l’installation d’injection et le réseau et évaluer son coût

Etape 2

GRDF évalue la faisabilité de l’injection de biométhane dans le cadre d’études payantes (faisabilité détaillée de dimensionnement). Les prix sont fixés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et figurent au catalogue des prestations de GRDF. En 2014, le prix de l’étude de faisabilité et de l’étude détaillée étaient respectivement de 2 790 € HT et 9 760 € HT.

Le biométhane : combien ça coûte ?

Qui paye quoi ?

Les coûts pris en charge par le porteur de projet

Les porteurs de projet sont responsables de la production du biogaz, de son épuration et de sa compression jusqu’aux spécifications exigées par GRDF.

Les coûts pris en charge par GRDF

GRDF achète, installe et exploite les installations d’odorisation (le plus souvent, bien que cette tâche puisse parfois être de la responsabilité du porteur de projet), de contrôle de la qualité gaz et de comptage, ainsi que de la conduite permettant un raccordement au réseau, les coûts correspondants étant à la charge du producteur de biométhane.

Ordre de grandeur du coût d'un projet de méthanisation

Les prix des études, du service d’injection et des analyses ponctuelles sont fixés par la CRE et figurent au catalogue des prestations de GRDF. Le coût du raccordement est sur devis. Il dépend de la longueur de canalisation nécessaire et du tracé. En moyenne, le coût de raccordement constaté est de 190 €/ml. Tableau ci-dessous : Ordre de grandeur de coût de projet de méthanisation, hors coûts du catalogue de prestations.

Ordres de grandeur du coût d'un projet de méthanisation

Débit

100 Nm3/h

150 Nm3/h

500 Nm3/h

(MWh/AN)

(~8 GWh/AN)

(~12 GWh/AN)

(~ 40 GWh/AN)

Intrants/AN

000 15 T/AN

000 25-20 T/AN

000 50-40 T/AN

Investissement total   

2,5 M €

4 M €

6 M €

- Méthaniseur 

- Epurateur

1,4 M €

1 - 0,7 M €

2 M €

1,5 - 1 M €

2 M €

1,7 M €

Fonctionnement /an (hors appro intrants)

- Fct méthanisation

- Fct épuration

- Fct injection et contrôle

320 k€/an

 

100 k€/an

120-90 k€/an

100 k€/an

 

830 k€/an

 

280 k€/an

450-290 k€/an

100 k€/an

 Ordres de grandeur du coût d'un projet de méthanisation, hors coûts du catalogue de prestations de GRDF
Ordres de grandeur du coût d'un projet de méthanisation, hors coûts du catalogue de prestations de GRDF

Tarif d'achat du biométhane

Pour soutenir le développement de la filière biométhane, les pouvoirs publics ont opté pour l’instauration d’un tarif d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel. Grâce à ce dispositif, un producteur est assuré de vendre, à un tarif fixé par arrêté et pour une durée de 15 ans, le biométhane produit par son installation au fournisseur de gaz naturel de son choix.

En fonction de la taille de l’installation, du type d’unité de production et de la nature des déchets valorisés, les producteurs de biométhane bénéficient d’un tarif d’achat compris entre 45 et 125 euros par MWh

Tarif de rachat en c€/kWh en fonction de la capacité de production de biométhane
Tarif de rachat en c€/kWh en fonction de la capacité de production de biométhane
Comment les Maîtres d’Ouvrage peuvent ils acheter du gaz vert ?

Le biométhane injecté dans un réseau est « physiquement » consommé dans une zone proche de son point d’injection. Les garanties d’origines (GO) permettent à un client (collectivité, particulier, industriel, …) n’importe où (et non pas seulement dans la zone où est injecté le biométhane), d’acheter du « gaz vert » auprès d’un fournisseur de gaz naturel. La durée des contrats et le prix du gaz naturel sont négociés directement avc le fournisseur. Ces prix ne sont pas publiés, ils sont le fruit de la négociation entre le fournisseur et son client.

Les perspectives de développement du biométhane en France

  • Le biométhane issu de déchet est la première brique de production de gaz vert, dès à présent mature. Le potentiel technique de cette filière est estimé à 210 TWh de gaz vert , soit près de 40% de la consommation actuelle de gaz naturel.
  • Demain, la gazéification de biomasse permettra  de transformer en biométhane des ressources sèches et ligneuses (bois, résidus forestiers, paille…). Le potentiel technique de production  est estimé entre 160 TWh et de 280 TWh. La gazéification est encore en développement avec la construction d’un pilote industriel en France, Gaya, dans la région de Lyon qui devrait entrer en service en 2015.
  • A plus long terme : micro-algues et Power-to-gas

Les micro-algues produites directement sur site à partir d’eau, de CO2, de nutriments (nitrates, phosphates… par exemple encore présents après une première épuration d’eau usée) et de lumière solaire, peuvent produire du biométhane par digestion. Cette « troisième génération » de gaz verts intervient ainsi indirectement dans le traitement de certaines pollutions.  Le potentiel technique de cette filière est estimé entre 10 et 25 TWh.

Le Power-to-gas consiste à valoriser l’énergie électrique intermittente, produite par des éoliennes par exemple, dans un électrolyseur pour produire de l’hydrogène. L’hydrogène produit peut être stocké et transporté dans le réseau de gaz dans un mélange maîtrisé hydrogène-gaz. Une étape préliminaire peut être ajoutée : le procédé de méthanation permettra de transformer hydrogène et CO2 en méthane de synthèse avant injection. Prenant appui sur les scénarios prospectifs de l’ADEME, deux études indépendantes récentes estiment que le Power-to-gas devrait émerger à horizon 2030 et le surplus d’électricité décarbonée à horizon 2050 permettrait l’injection annuelle de 20 TWh d’hydrogène issu d’électrolyse dans le réseau actuel de gaz.

Les différentes phases de développement du biométhane en France
Les différentes phases de développement du biométhane en France

Le potentiel technique total de 400 à 550 TWh PCS est à comparer à la consommation actuelle de gaz en France, soit 520 TWh en 2011. La combinaison du développement des productions de gaz renouvelables et de la maitrise des consommations permet donc d’imaginer des scénarios 100% gaz renouvelables en France à horizon 2050, au moins au regard des limites physiques. Cette perspective est déjà envisagée au niveau européen puisqu’en 2012, les gestionnaires de réseau de transport belges, hollandais et danois ont affirmé leur volonté d’œuvrer pour une trajectoire 100% gaz décarbonés à horizon 2050.

De son côté, l’ADEME, dans sa « Contribution à l’élaboration de visions énergétiques 2030-2050 » (synthèse parue le 8 novembre 2012, actualisée le 8 avril 2013), prévoit qu’en 2030, la part d’EnR acheminée dans les réseaux sera de 14%. Elle est portée à 56% en 2050.

Textes de référence

Le Gouvernement a publié les 21 et 23 novembre 2011 le dispositif réglementaire et tarifaire relatif à l’injection du biométhane dans les réseaux de gaz naturel. Ce dispositif est constitué de quatre décrets et de quatre arrêtés :

  • Décret n° 2011-1594 du 21 novembre 2011 relatif aux conditions de vente du biométhane aux fournisseurs de gaz naturel
  • Décret n° 2011-1595 du 21 novembre 2011 relatif à la compensation des charges de service public portant sur l’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel
  • Décret n° 2011-1597 du 21 novembre 2011 relatif aux conditions de contractualisation entre producteurs de biométhane et fournisseurs de gaz naturel
  • Décret n° 2011-1596 du 21 novembre 2011 relatif aux garanties d’origine du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel
  • Arrêté du 23 novembre 2011 relatif aux modalités de désignation de l’acheteur de biométhane de dernier recours
  • Arrêté du 23 novembre 2011 fixant la nature des intrants dans la production de biométhane pour l’injection dans les réseaux de gaz naturel
  • Arrêté du 23 novembre 2011 fixant la part du montant des valorisations financières des garanties d’origine venant en réduction des charges de service public portant sur l’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel donnant droit à compensation
  • Arrêté du 23 novembre 2011 fixant les conditions d’achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel

L'injection de biométhane issu de la méthanisation des boues de STEP a été autorisée par l'arrêté du 24 juin 2014 fixant la nature des intrants dans la production de biométhane pour l'injection dans les réseaux de gaz naturel.