Réseaux gaz : comment accueillir des énergies renouvelables décentralisées ? (Tribune Julien Schmit GRTgaz et Bertrand de Singly GRDF)

Aujourd’hui encore, énergie renouvelable rime souvent avec électricité, mais une révolution est née en France en novembre 2011 avec la mise en place de mécanismes de soutien pour le développement de la première génération de gaz vert : le biométhane qui est un biogaz issu de la méthanisation, épuré puis injecté dans un réseau gazier.

production de gaz vertAujourd’hui encore, énergie renouvelable rime souvent avec électricité, mais une révolution est née en France en novembre 2011 avec la mise en place de mécanismes de soutien pour le développement de la première production  de gaz vert : le biométhane qui est un biogaz issu de la méthanisation, épuré puis injecté dans un réseau gazier.

Les ambitions de développement du gaz renouvelable se déclinent sous des formes multiples : biométhane issu de méthanisation aujourd’hui, mais également gaz de synthèse ou de récupération obtenu par pyrogazéification et par « power to gas » dans les années à venir.

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte fixe d’ailleurs pour objectif de porter la part d’énergie renouvelable à 10% de la consommation de gaz en France en 2030. La Programmation Pluriannuelle de l’Energie a quant à elle adopté en octobre dernier des objectifs d’injection de biométhane dans le réseau de gaz de 1 700 GWh/an en 2018 et 8 000 GWh/an en 2023.

En 2015, ce sont 82 GWh de biométhane qui ont été injectés par 17 sites sur l’ensemble des réseaux gaziers avec une très forte orientation vers les réseaux de distribution, plus en phase avec les puissances en jeu. En 2016, les injections ont été multipliées par 2,5 pour atteindre plus de 200 GWh sur 26 sites.

Depuis la fin du gaz de ville produit par les usines à gaz et avec l’arrivée du gaz naturel, les réseaux gaziers ont toujours évolués. Le système gazier actuel a été développé pour fonctionner de points frontières terrestres ou maritimes d’où arrive le gaz naturel de Mer du Nord, des Pays-Bas, de Russie ou d’Algérie par exemple vers les clients finals. Les infrastructures gazières françaises sont constituées d’un réseau principal de transport de près de 10 000 km qui relie ces points d’entrée aux stockages souterrains. De ce réseau, 25 000 km de réseaux de transport régionaux desservent des clients industriels mais surtout les réseaux de distribution. Sur plus de 200 000 km, ils alimentent près de 11 millions de clients résidentiels, tertiaires et industriels repartis sur environ 9 500 communes.

2013 a constitué une année charnière pour la France avec la fermeture des puits de gaz naturel de Lacq et l’arrivée de la première injection de biométhane issu du monde agricole. Cette transition vers une production renouvelable décentralisée impose au système gazier d’accueillir une multitude d’unités d’injection situées en bout de chaine gazière, principalement en zone rurale où la ressource méthanisable est disponible en masse.

Sur ces boucles locales, confronté à des problématiques de production rapidement supérieure à la consommation locale en été lorsque le gaz est moins utilisé, le réseau gazier est amené à s’adapter.

Les gestionnaires de réseaux de gaz se penchent ainsi aujourd’hui sur différentes solutions réglementaires, techniques et économiques pour développer les capacités d’injection. La finalité consiste à limiter les écrêtages parfois nécessaires des unités d’injections existantes mais surtout à favoriser l’émergence de nouveaux projets en garantissant aux investisseurs un exutoire au gaz renouvelable produit. Maillage entre les boucles de réseaux de distribution par la pose de canalisations pour augmenter la zone de chalandise, stockage local sur réseau en liquéfiant le gaz ou installation de compression appelée « rebours » qui permet d’augmenter la pression du gaz afin qu’il puisse remonter sur les réseaux amont de plus forte capacité sont autant de pistes prometteuses. En 2016, le transporteur GRTgaz a produit une première étude statistique qui a précisé qu’il faudrait plus de 30 installations de rebours à l’horizon 2025 pour accueillir 11 000 GWh/an de gaz renouvelable sur les réseaux. Les investissements ont été estimés à environ 100 M€ sur 10 ans. 2017 devrait marquer un tournant avec la décision probable de réaliser une ou deux installations pilotes de rebours qui pourraient être mises en service dès 2019.

L’adaptation des réseaux de gaz à cette nouvelle donne énergétique constitue l’un des axes de travail majeurs pour se donner les moyens de respecter les ambitieux objectifs nationaux de développement du gaz renouvelable.

Tribune rédigée par Julien Schmit, GRTgaz et Bertrand de Singly, GRDF

 

 

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