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Injecter du biogaz dans le réseau….
C’est pour bientôt ?
Solène Dumont - TRAME
Philippe & Romain Henry – AAMF
SIMA février 2011
Sources : JP Holuige – GT MEEDDM - GrDF
Avec le soutien financier :
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Le changement de statut du biogaz : de déchet à ENR
A l’origine sous produit du traitement des déchets, le
biogaz est devenu l’une des sources d’énergies
renouvelables suivies dans le bilan énergétique national
Participe de ce fait à l’atteinte de différents objectifs
européens auxquels la France a décidé de se joindre
Valorisations principales :
• Chaleur
• Electricité in situ
• GNV
• Injection dans les réseaux
Cogénération
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L’injection du biogaz en Europe
Autorisée en Allemagne, Autriche, Pays-Bas,
Suède, Suisse… France
Pour les pays européens les plus avancés :• L’Allemagne est plus avancée sur l’injection.
• Les opérateurs réseau ont défini un CdC pour l’injection dans le réseau.
• Les projets sont encore des pilotes pour la plupart (sauf en Allemagne).
• Pas d’obligation d’achat, les tarifs d’injection sont négociés au cas par cas.
• Les Pays-Bas ont opté pour un système de certificat vert.
En France aujourd’hui :
• Une règlementation inexistante à l’heure actuelle
• Des blocages « techniques »
• Aucun site de production de biométhane n’est raccordé
au réseau gazier
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Une évolution du contexte règlementaire européen
La directive ENR 2009/28/CE du 23 avril 2009
• Introduit des objectifs ambitieux d’utilisation des ENR dans la
consommation d’énergie finale
• Fixe un cadre législatif à l’injection dans le réseau :
rendre les coûts de raccordement objectifs, transparents et non discriminatoires
faciliter l’intégration du biométhane (extensions de réseau existant, publication
de prescriptions en matière de qualité, d’odorisation, de pression et publication
de tarifs de connexion)
La directive Gaz 2009/73/CE du 13 juillet 2009• Adopter des mesures concrètes pour accompagner une utilisation accrue du
biogaz
• Garantir l’accès aux réseaux au biogaz sous condition de compatibilité
permanente avec des règles techniques et des normes de sécurité
• L’autorité de régulation doit promouvoir l’intégration de la production de gaz
à partir de sources d’énergie renouvelables, tant dans les réseaux de transport
que de distribution…
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La règlementation française
Loi du 3 janvier 2003 : transposition de la directive européenne du
22 juin 1998 concernant les règles communes applicables au marché
intérieur du gaz
• réglemente l’accès au réseau, la régulation du secteur, le transport, la
distribution, les stockages souterrains, la fourniture de gaz naturel…
• s’applique à tous les types de gaz (Article 1)
Décret n°2004-555 du 15 juin 2004 : les gaz autres que le gaz
naturel doivent …
• respecter des prescriptions techniques afin de favoriser les
interconnexions gazières entre les pays européens
• faire l’objet d’une autorisation d’injection dans le réseau
• Article 3 : expertise par un organisme reconnu par l’Etat pour s’assurer
que l’injection dans le réseau ne présente pas de danger sanitaire
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Une filière appelée à se développer
Grenelle de l’environnement : objectif de générer plus de 20 Mtep
supplémentaires d'énergies renouvelables et porter la production à 37 Mtep
d’ici 2020 dont 500 ktep supplémentaires à partir de la valorisation du
biogaz
Loi de finance 2008 : création d’un fonds chaleur renouvelable qui pourra
permettre de financer les surcoûts liés à la production de biogaz
Décembre 2008 : lancement d’un GT « injection » par le MEEDDM
pour élaborer les conditions technico économiques de l’injection
Mobilisation de nombreux acteurs pour la filière Pouvoirs publics : MEEDDAT, MAAP, ADEME …
Collectivités territoriales : AMORCE, Lille Métropole…
Porteurs de projets, associations (AAMF), Club BIOGAZ, TRAME, BE (Solagro), ONG…
Type d’installation Installations injectant Potentiel d’injection en TWh/an
Méthanisation rurale 264 1,85
Méthanisation DM et ISDND 24 1,25
Total 288 3,10Projections du MAAP, GrDF et
l’ADEME présentées au MEEDDAT
Schéma type d’injection dans le réseau
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Substrat(s) Méthanisation
Epuration (élim.
CO2,H2S, eau,
traces)
Biogaz brut
• Déchets
fermentescibles
• Boues de STEP
• Effluents IAA
• …
Composition type :
• 50 à 65% CH4
• 30 à 40% CO2
• eau
• H2S
• NH3
• traces
Biogaz épuré
Composition
similaire à du gaz
naturel
Contrôle
(au min CH4,
CO2, eau, H2S)
Odorisation
Régulation débit /
pression
Compression
(qlq bar)
Comptage
Contrôle de la
qualité du gazPoint d’injection
Vanne de
coupure
Gaz naturelGaz naturel + Biogaz
Torche /stockage ?
si qualité insuffisante
si qualité
insuffisante
Ceci est un schéma-type, des
différences peuvent exister
d’une unité à l’autre (ex. :
interversion de 2 étapes…)
Protection des
ouvrages (vannes de
sécurité, soupapes et
clapets anti-retour )
En France : avancement du dossier
Les conclusions du GT injection
Valorisation énergétique près des lieux de consommation
Production à proximité de la matière première
L’injection permet de rapprocher le combustible de l’utilisateur (GO)
Etude de faisabilité incluant le bilan C le cas échéant
− zone desservie en gaz ?
− caractéristiques du réseau ?
Chaque projet est unique !
Installation ICPE mais la règlementation se met en place…
Statut du producteur injecteur
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Les problématiques liées à l’injection
Aspects sanitaires
Aspects techniques
Aspects économiques
Les aspects sanitaires
Septembre 2006 : saisi de l’AFSSET par les ministères pour évaluation
des risques sanitaires pour les usagers, à leur domicile
Octobre 2008 : rapport et avis positif de l’AFSSET :
• Pas de risques sanitaires liés à l’injection de biogaz épuré issu de :
déchets ménagers et assimilés produits en Installation Stockage de Déchets
Non Dangereux (ISDND)
la méthanisation en digesteur de déchets non dangereux : FFOM, déchets
agricoles et IAA
• Ne se prononce pas pour les biogaz issus de boues de STEP et de déchets
industriels
Rôle des intrants !
Des études sur le biogaz issu de STEP :
• Etude Ineris sur la sécurité
• Poursuite de l’étude sanitaire de l’AFSSET
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Les aspects techniques
I. Epuration du biogaz et qualité du biométhane
Composition type biogaz brut
Spécifications requises par GrDF
o Le biogaz doit être conforme aux prescriptions techniques prises en
application du décret 2044-555 du 15 juin 2004 et publiées sur les sites
internet des opérateurs réseaux
o Points clés :
• Teneur O2
− < 100 ppm (tolérance accordée?)
− Exigence plus forte qu’ailleurs en EU
− Définie afin de limiter les impacts de l’O2 sur le réseau de transport (corrosion,
cofacteur de la formation du souffre cristallin)
− Une augmentation de la teneur en O2 maximum peut être envisagée pour des gaz
secs
• Métaux lourds et halogènes
• PCS : paramètre important pour la facturation
concevoir son épuration en conséquence et mettre en œuvre des moyens de
contrôle adaptés
Les aspects techniques
II. Acheminement du biométhane vers la conduite GRD
Coût environ 60€/m linéaire (en campagne)
Distance maximale « économique » = 6 km environ
III. Compression / Contrôle pression / Régulation
Raccordement au réseau :
− si transport 16 bars / 25 bars = conduite acier
− si distribution 4 bars / 8 bars = conduite PEHD
Pression d’injection > de 2,5 bar à la pression du réseau existant
En aucun cas ne dépasse la pression maximale de service du réseau
IV. Odorisation du biométhane
En réseau distribution, le biogaz produit doit être odorisé avant injection
Achat du THT
Responsabilités des opérateurs définies dans le décret n°2004-251 du 19
mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz
V. Contrôle qualité du biométhane
En aval de toute opération de traitement
Contrôle en continu des teneurs en H2S/H2O/THT/PCS
VI. Poste d’injection / Comptage
Sécuriser et Réguler l’injection
Compter et filtrer le gaz injecté
Interdire un débit de retour (clapet anti-retour) + vanne d’isolement
accessible à tout moment
VII. Responsabilité / Opérations
Production / épuration / acheminement / compression / régulation du
biogaz : Producteur de biogaz
Odorisation / contrôle qualité / injection et comptage : Gestionnaire de
réseau
Les aspects techniques
Les aspects techniques
VIII. Paramètres limitants à prendre en compte
Distance au réseau (coûts de raccordement)
Pression et capacité du réseau à absorber le débit pendant les périodes
creuses et sur l’année
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Les aspects économiques
Bonne maîtrise des coûts de l’installation avec maintenance associée et
possibilité de faire baisser ces coûts avec de nouveaux matériels
Investissement et exploitation pour odorisation, contrôle qualité et poste
d’injection-comptage : 110 000 € par an
Surcoûts d’exploitation du réseau : 9 000€/an
Coût du raccordement entre 60 000 et 200 000 €/km de conduite, selon le
terrain
Raccordement aux conditions techniques de l’opérateur en limite de propriété
Prise en charge technique de l’opérateur supporté financièrement par le
producteur (facture globale et unique basée sur coûts réels) + redevance
d’utilisation
Le coût de production du biométhane (excluant le raccordement) se situe
entre 66 et 108 €/MWh. Estimation prenant en compte l’achat de déchets mais
sans cultures énergétiques.
Potentiel de production : entre 2,8 TWh et 9,25 TWh injecté à l’horizon 2020
avec un rythme de 2Mtep/an
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Système tarifaire envisagé
Pas de tarif d’injection à court terme sur le réseau de distribution
Tarifs avec « obligation d’achat » + acheteur de derniers recours, fonction de la
nature et la taille de l’installation
o Calcul d’un « coût de référence » correspondant à la part du coût de méthanisation
imputable à la valorisation énergétique du biogaz, déduction faite de la part
imputable au traitement du déchet
o Prise en compte de :
o Coûts supplémentaires liés aux exigences techniques liées à l’injection
o Rémunération de l’investissement du producteur de biogaz permettant
d’obtenir un ratio de rentabilité interne satisfaisant
Garantie d’origine
o Créer une traçabilité du biométhane injecté
o Fournisseurs ou clients finaux : valoriser le « gaz vert » et la chaleur finale
o Producteur : avoir un revenu supplémentaire à la vente du biométhane
Compensation du surcoût payé par le repreneur de biogaz
o Système de mutualisation supporté par le consommateur du type CSPE
o Une structure comparable existe déjà pour le gaz naturel (Tarif Spécial de Solidarité
– Arrêté du 17 / 12 /08)
La rentabilité doit être au moins équivalente à celle de l’électricité
Les prochaines étapes…
Diffusion du rapport GT MEEDDM finalisé
Amendement dans la loi Grenelle 2 (sous forme de modification de la loi du 3
janvier 2003) vote le 11 mai du projet de loi avec un article 35 bis A sur le
biogaz. En attente de CMP le 16 juin 2010
Rédaction des textes de loi et publication officielle
2 décrets CE : Garantie d’achat et Compensation
Décret simple : Garantie d’origine
Arrêtés : Acheteur de dernier recours
Arrêté Tarifaire : reporté à la fin de 1er semestre
Propositions techniques et financières de raccordement
Quels délais :
• Publication des tarifs d’achat annoncée à plusieurs reprises
• Un décret en CE demande ne moyenne 9 mois
Injection sur les 3 sites pilotes….!?