Webinaire Cegibat - Les gaz renouvelables : de la production à la décarbonation des usages

Programme

Ce webinaire consacré aux gaz renouvelable vous était proposé le 30 janvier 2024, visionnez maintenant le replay qui vous permettra de découvrir :

• Les différents modes de production des gaz renouvelables
• Les chiffres clés du marché ainsi que leurs perspectives de développement

Des acteurs engagés dans la décarbonation de leurs territoires partagent leurs retours d’expérience sur les mécanismes de consommation des gaz renouvelables, tels que le contrat d’achat, l’autoconsommation collective ou les garanties d’origine.

Vous avez également accès à la FAQ qui répond à toutes les questions posées pendant le live (FAQ sous le replay).

Replay du webinaire : 

Support du webinaire gaz renouvelables

FAQ - Webinaire gaz renouvelables

Est-ce que le gaz vert peut ou pourra bénéficier d'un calcul favorable en RE2020 concernant les émissions CO₂ ? 
C'est une demande plus que légitime compte tenu de la dynamique de développement : valoriser réglementairement la consommation de biométhane.
Toute la filière, y compris GRDF y travaille avec les services du ministère. 

Pourquoi distribuer le Biogaz plutôt que de l'utiliser localement (surtout en ce moment avec les revendications des agriculteurs) ? 
C'est bien le cas aujourd'hui, l'immense majorité du biométhane est produit et consommé en local (par les foyers, les bâtiments et les entreprises autour de l'unité de méthanisation). Le passage par le réseau de distribution permettra à terme de défossiliser l'ensemble du réseau avec du biométhane qui pourra être stocké dans l'infrastructure gazière et délivré à tous, au bon moment. 

Le gaz renouvelable représente combien de % de la part nationale utilisée ? 
3% à date, 15 à 20% en 2030 sachant qu'en local il y a des villages qui sont déjà à 100% de gaz renouvelable. 

Le gain de décarbonation grâce au biogaz n'est-il pas grevé par l'importation de GNL US (2x plus polluant, presque autant que le charbon) ?
Connait-on l’intensité carbone du mix gaz à date et celui projeté en 2050 (toujours avec du GNL) ? 
Le facteur d'émission (FE) du gaz distribué prend effectivement en compte le mix d'approvisionnement, plus il y aura de biométhane dans le mix plus le FE du gaz distribué va diminuer pour se rapprocher du FE du biométhane (44gCO2eq/kWh PCI, équivalent au FE du solaire à partir de panneaux chinois). 

Quel est le coût de cette production et donc de tarification pour les particuliers et les pro ? 
Est-ce vraiment un avantage pour les Français qui aujourd'hui ont du mal à se chauffer et régler leur facture ? 
La question du coût est cruciale.  Les Tarifs de rachat du biométhane tournent autour de 100 € du MWh contre autour de 40 € pour le gaz fossile en ce moment sur les marchés ; Sachant qu'au plus fort de la crise énergétique de 2022, les prix du gaz sur les marchés ont été démultipliés, flirtant avec les 300 €/MWh. Et tout ceci sans prendre en considération de tarification liée à la décarbonation. Le biométhane a l'autre avantage de fournir une énergie sur le long terme (une unité de méthanisation s'engage dans un minimum de 15 ans de fonctionnement) à un prix stable, non volatil. 

Quels moyens mettez-vous en œuvre pour valider le PCI du biogaz par rapport au méthane puisque la facturation se fait au MWh et non au m3 mais les compteurs sont en m3 ? 
Le poste d'injection vérifie que la composition du biométhane respecte les exigences du réseau (teneur en biométhane, analyses physico-chimique, mesures des composés traces, de l'indice de Wobbe, etc…). 

Peut-on valoriser le bio méthane avec la RE2020 ? (Programme logement neuf)? 
A la date de ce webinaire, il n'est pas possible de valoriser réglementairement la consommation de biométhane dans les indicateurs de la RE2020, ni dans le DPE d'ailleurs. Dis autrement, la consommation de biométhane est règlementairement perçue comme une consommation de gaz fossile. Nous sommes pleinement mobilisés pour faire modifier cette situation qui ne traduit pas la réalité, et ne valorise pas les engagements des consommateurs pour consommer cette énergie renouvelable et locale. 

Comment sont classés ces installations en termes de sécurité ? de risque ? 
Les unités de méthanisation sont encadrées par la réglementation des Installations Classées pour la Protection de l'Environnement qui a pour objectif principal de prévenir, limiter au maximum toutes nuisances ou pollutions.

Peut-on acheter des garanties d'origine pour du GNV comme pour un domicile ? 
Oui, cela s'appelle du bioGNV. 

La garantie d'origine impose-t-elle d'avoir des factures au PCI du Biogaz au lieu du méthane ? 
La facturation tient compte du PCS du lieu de consommation, pas du type de contrat gaz (ou gaz vert) choisi par le consommateur. Ce PCS varie donc en fonction de l'approvisionnement physique de gaz sur le lieu de consommation. 

Quelle est la durée de "vie" d'une GO ? 1an comme pour le GO électrique ? 
Une GO a une durée de vie de 1 an. Pour être plus précis, elle doit être utilisée dans les 12 mois suivant sa période d'injection, et déclarée utilisée dans le registre dans les 18 mois. 

Quelles énergies peut-on utiliser dans le process de production du biogaz ? 
Energie électrique pour les machines tournantes (pompes, agitateurs). Pour le chauffage : autoconsommation d'une partie du biogaz et interdiction d'utiliser de l'énergie fossile. 

Comment peut-on s'assurer que les intrants n'entrent pas en concurrence avec d'autres valorisations/ utilisations (exemple culture pour alimentation) ? 
Depuis 2017, la réglementation française limite à 15% max la part de cultures principales dans la ration des méthaniseurs français. Ce paramètre est contrôlé à travers les déclarations PAC des agriculteurs apporteurs de matières et de plus en plus d'audit, notamment dans le cadre de la Directive RED II. 

Est-ce que la GO peut être achetée / vendue comme le bitcoin, avec une blockchain ? 
L'achat d'une GO se matérialise par le transfert de cette GO vers le point de comptage concerné. 
Cette opération se fait via le registre des garanties d'origine, opéré par EEX, qui n'utilise pas la technologie Block Chain à ce jour. 

Que pensez-vous de la filière HTG (gazéification hydrothermale) pour la production de biométhane ? Car la technologie aussi utilise des intrants humides. 
Même si le niveau de maturité de la GHT est bien inférieur à la méthanisation, ce mode de production de gaz renouvelable est à envisager pour des matières humides incompatibles avec le retour au sol (à la différence de la méthanisation, la GHT ne génère pas de digestats). 

Quels freins ce jour au développement de la filière ? 
La filière méthanisation dispose aujourd'hui d'un soutien public efficace à travers un mécanisme de Tarif de rachat. D'autres mécanismes ne grevant pas le budget de l'Etat doivent être mis en place pour accélérer encore le développement de la filière, citons en particulier les Certificats de Production de Biogaz, qui vont imposer aux fournisseurs de gaz d'incorporer du biométhane à travers des sites non subventionnés. 

Peut-on utiliser ces GO dans le calcul de son bilan carbone ? pour diminuer réellement ces émissions ? 
A ce jour, il est possible de valoriser dans son bilan carbone le gaz renouvelable consommé pour les industriels soumis aux quota ETS. Le Webinaire GRDF de décembre dernier en parle. Pour les autres marchés, le blocage est plutôt d'ordre politique pour l'instant. Mais nous y travaillons ardemment ! 

Est-il plus intéressant (€ et CO₂) d'injecter dans le réseau (avec surement des allongements de réseaux pour connecter les fermes biométhane plutôt isolée des consommateurs) ou de le consommer sur place type station-service gaz pour les engins agricoles (modifiés), les cars scolaires... ?
Les 2 voies de valorisation évoquées sont tout sauf antagonistes. Il y déjà des méthaniseurs agricoles qui alimentent en direct une station de ravitaillement bioGNV à la ferme tout en injectant le surplus de production dans le réseau. L'injection directe du biométhane dans le réseau est bien plus efficace en termes de rendements que l'utilisation directe dans un cogénérateur pour produire de l'électricité et de la chaleur. L'adaptation des réseaux nécessaire pour accueillir ces nouveaux moyens de production de gaz renouvelables pèse pour très peu dans l'ACV du biométhane et représente des investissements très modérés en comparaison aux investissements nécessaires pour adapter le réseau électrique. 

Y a -t-il des micro-unités de production en développement ou existantes pour favoriser la consommation autoconsommation et limité le transport entre le lieu de collecte des biodéchets et l'utilisation du gaz vert ? 
La force de la filière française c'est la diversité des modèles en termes de taille, d'intrants, de mode de valorisation. Depuis l'unité à la ferme, jusqu'aux unités exploités par des collectifs d'agriculteurs. Le transport des intrants pèse très peu dans l'ACV du biométhane, il faut vraiment que les intrants parcourent plus d'une centaine de km pour que cela commence à réduire significativement l'intérêt carbone de la métha. 

Quid de la sortie de crise en Ukraine, et du retour du gaz Russe sur le marché ? Quelles garanties contre les faillites ? 
L'essentiel des projets de méthanisation agricole qui injectent aujourd'hui sont sécurisés par un Tarif de rachat garanti sur 15 ans. 

Vous êtes en train de nous dire qu'en milieu urbain l'on achète une molécule biogaz mais que l'on consomme du gaz fossile --> dépenser autant de paperasse de garantie serait plus utile à subventionner les producteurs plutôt qu'aux certificateurs non ? 
Il s'agit là de deux choses différentes :  

• D'un côté, il y a le financement de la production qui se fait notamment au travers du Tarif d'achat qui garantit un revenu au producteur sur 15 ans, et qui a été récemment revalorisé. 
• De l'autre côté il y a les consommateurs, qui ont besoin d'avoir des preuves de consommation d'énergie renouvelable pour ceux qui choisissent de consommer du biométhane : cela passe donc par le Registre.  

C'est certes complexe mais nécessaire pour gérer la phase transitoire vers 100% de gaz renouvelable dans les réseaux de gaz français en 2050. En 2050, consommer du gaz signifiera consommer du gaz renouvelable. 

Y a-t-il des inconvénients environnementaux autour des unités de méthanisation ? Odeurs etc. qui pourraient gêner les riverains ? 
Les unités de méthanisation sont encadrées par la réglementation des Installations Classées pour la Protection de l'Environnement qui a pour objectif principal de prévenir, limiter au maximum toutes nuisances ou pollutions. Le digestat est un résidu de matière organique stabilisée. Il est généralement moins odorant que les matières entrantes (un épandage de lisier ou de fumier génère plus d'odeur qu'un épandage de digestat). 

Qu'en est-il des sujets sur lesquels le biogaz est décrié (odeurs, pollution du digestat, utilisation de denrées alimentaires type maïs pour la méthanisation plutôt que pour l'alimentation, flux de camions...) ?

• Concernant l'utilisation de denrées alimentaires : Depuis 2017, la réglementation française limite à 15% max la part de cultures principales dans la ration des méthaniseurs français. Ce paramètre est contrôlé à travers les déclarations PAC des agriculteurs apporteurs de matières et de plus en plus d'audit, notamment dans le cadre de la Directive RED II. 
• Sur l'impact odeur : les unités de méthanisation sont encadrées par la réglementation des Installations Classées pour la Protection de l'Environnement qui a pour objectif principal de prévenir, limiter au maximum toutes nuisances ou pollutions. Le digestat est un résidu de matière organique stabilisée. Il est généralement moins odorant que les matières entrantes (un épandage de lisier ou de fumier génère plus d'odeur qu'un épandage de digestat). 
• Sur les questionnements quant aux impacts agronomiques, ils sont bien traités par la filière à travers des projets de Recherche et Innovation qui livrent déjà des résultats éclairants et rassurants : Performances agro-environnementales de la méthanisation - GRDF 

La pyrogazéification ne fit-elle pas concurrence au bois énergie ?
L'approvisionnement pour le bois énergie n'étant pas assuré, comment ajouter une demande supplémentaire sur la sylviculture ? 
La filière pyrogazéification mise en effet sur des ressources bois aujourd'hui non valorisées en bois énergie. Il n'y a donc pas de concurrence sur les intrants entre la filière pyrogazéification et la filière bois énergie. 

Comment justifie-t-on que le gaz vert émet 4 fois moins de CO₂ que du gaz naturel s'il s'agit de la même molécule ? 
Méthane fossile et méthane biogénique ont en effet peu ou prou le même impact climatique (Pouvoir de Réchauffement Global ou PRG). Tout dégagement de méthane fossile ou biométhane dans l'atmosphère aura donc un fort impact sur le changement climatique. D'où les efforts intenses dans la maîtrise des émissions fugitives à toutes les étapes de la chaîne de valeur (au niveau des sites, du réseau, etc..). Le gaz est un vecteur énergétique destiné à être brulé dans une chaudière ou utilisé dans un process pour au final conduire à un dégagement de CO₂. Et c'est ce CO₂ qui est fondamentalement différent en fonction de sa provenance : soit il provient d'une source fossile (i.e. il a été capté par une plante il y a des millions d'années) et sa libération dans l'atmosphère contribue au changement climatique, soit il a été capté par une plante 1 à 2 ans avant sa libération et dans ce cas on parle de CO2 biogénique, circulant dans un cycle court, ne contribuant pas au changement climatique. Cette notion est définie par le GIEC. 

Considérez-vous la gazéification hydrothermale comme une alternative à la valorisation du digestat dans les régions où l'épandage n'est plus possible ? 
La GHT est en effet une voie de valorisation envisagée pour les digestats non conformes au retour au sol. 

Une part des déchets verts, compost est nécessaire pour fertiliser les sols pour l'alimentation. Cette part est-elle bien déduite dans le calcul du potentiel de méthanisation ? 
Les usines de méthanisation et le transport du gaz émet des GES est ce bien compté dans vos bilans ? 
Le retour au sol des digestats de méthanisation assure cette fonction d'amendement des sols. 
Pour votre deuxième question, oui l'ACV du biométhane qui conduit au Facteur d'émission de 44 gCO2eq/kWh PCI comptabilise bien toutes les sources d'émissions de GES sur l'ensemble de la chaîne de valeur.