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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 :

Petit rappel sur la méthanisation

BIO

GAZ

Injection

GNV

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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….!?