Les nouvelles filières

Les points clés

Le biométhane se développe aujourd'hui grâce à une technologie mature : la méthanisation de déchets ménagers, urbains, industriels ou agricoles.

De nouveaux procédés de production de biométhane fondés sur d'autres ressources sont en cours de développement et laissent présager de belles perspectives quant à la part de biométhane qui pourra être injectée dans les réseaux de gaz à l'horizon 2030.

Des filières sont notamment en train de se structurer pour répondre aux enjeux de développement du gaz vert :

• la gazéification de la biomasse sèche et des CSR (combustibles solides de récupération),
• le Power-to-Gas, c'est-à-dire la production de dihydrogène par électrolyse de l'eau à partir d'énergies renouvelables électriques et sa valorisation, soit par injection directe dans le réseau, soit après conversion en méthane de synthèse par méthanation,
• la méthanation,
• la filière algues pourrait également contribuer au verdissement du réseau gaz.

La gazéification de la biomasse sèche et des CSR

La pyrogazéification est un procédé thermochimique permettant d'obtenir un gaz de synthèse (syngaz) à partir de biomasse ou de déchets préparés (CSR). Le syngaz produit est ensuite traité en vue de la production d'électricité, de chaleur ou de la production de méthane de synthèse injectable dans le réseau.

Très différents des procédés de méthanisation, les procédés de pyrogazéification peuvent apporter des réponses innovantes, performantes et complémentaires de la méthanisation. Ils permettent d'optimiser la valorisation énergétique de nombreuses biomasses et déchets aujourd'hui non valorisables sous forme de matière ou difficiles à traiter.

En sus des nombreux atouts techniques et environnementaux des procédés de pyrolyse et gazéification, la filière « injection dans les réseaux » offre un nombre d'intérêts importants, tels que :

• contribuer, aux côtés du biométhane issu de méthanisation, à l'atteinte de l'objectif de 10 % de gaz renouvelable dans les réseaux à l'horizon 2030, fixés dans la Loi sur la Transition Energétique,
• développer une filière nouvelle permettant de traiter des typologies de biomasses non alimentaires, plus difficilement valorisables par méthanisation (résidus agricoles non fermentescibles, biomasse ligno-cellulosique …) ;
• proposer une alternative à la production d'électricité et de chaleur, avec des rendements a priori plus intéressants, et en se libérant de toute contrainte saisonnière d'évacuation de la chaleur,
• contribuer à l'optimisation de la politique territoriale de gestion des déchets en étant une alternative à l'incinération et l'enfouissement des déchets,
• aider au développement de l'économie circulaire : produire dans les territoires une énergie renouvelable (ou de récupération, s'il s'agit de CSR) non intermittente, à un prix maîtrisable améliorant l'indépendance énergétique de la France.

Bien que la brique d'épuration du gaz de synthèse nécessite encore des validations technologiques, des projets sont en développement :

• le projet GAYA, coordonné par ENGIE, rassemble des partenaires issus de l'industrie et de la recherche ou spécialisés dans la labellisation et le financement de projets de recherche et développement (R&D),
• une étude sur la pyrogazéification de certaines boues de stations d'épuration réalisée par la société ETIA en Picardie en collaboration avec GRDF.

Les outils techniques développés pour le biométhane (postes d'injection, odorisation, mesurage …) pourront également probablement être repris, voire mutualisés, dans certains cas de plateformes communes de méthanisation et de pyrogazéification.

La méthanation

Procédé industriel, la méthanation est une réaction de synthèse du méthane visant à recombiner à l'aide d'un catalyseur de l'hydrogène à du monoxyde de carbone (CO) ou du dioxyde de carbone (CO₂). C'est en ce sens un cas particuliers du plus générique procédé Fischer-Trospch. La méthanation est historiquement utilisée dans le cadre de la gazéification du charbon.

4 H2 + CO2 = CH4 + 2 H20
3 H2 + CO = CH4 + H20

Equation chimique de la méthanation

Il existe cependant, différentes technologies de méthanation :

La méthanation catalytique : la méthanation catalytique, technologie la plus mature, consiste à transformer de l'hydrogène en méthane, en présence d'un catalyseur, qui permet de déclencher la réaction de synthèse. Cette technologie est exothermique (qui dégage de la chaleur), et doit donc imposer un contrôle de la température dans le réacteur.

La méthanation biologique : la méthanation biologique, technologie plus récente, est intrinsèquement proche du procédé de méthanisation, dont elle est une des 4 réactions essentielles. Elle doit notamment son essor aux nouvelles problématiques de production de gaz verts.

Une fois ce méthane produit, il peut être injecté dans les réseaux, étant ainsi transformé en électricité, chaleur ou carburant. La méthanation a également d'autres atouts, ce procédé appuie le développement des énergies renouvelables, par la production de méthane synthétique via :

• le Power-to-Gas (reconversion de l'H2),
• la Pyrogazéification (conversion de syngas).

En France, il existe déjà plusieurs projets de méthanation :

• Jupiter 1000, à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), qui convertit de l'hydrogène vert en méthane de synthèse par voie catalytique,
• Hycaunais qui viendra en complément de l'ISDND (installations de stockage de déchets non dangereux) existante de Saint Florentin (Yonne), valorisant le CO2 issu de l'épuration du biogaz et l'électricité excédentaire du réseau par voie biologique,
• Méthycentre qui viendra ajouter une brique de méthanation catalytique en complément du projet de méthanisation de Céré La Ronde (Indre-et-Loire).

Le Power-to-Gas

Le Power-to-Gas constitue un nouvel outil qui permet de décarboner les consommations de gaz difficilement substituables. Lors de périodes d'abondance d'électricité intermittente, le Power-to-Gas consiste à transformer les excédents d'électricité à faible coût marginal en hydrogène par électrolyse de l'eau. Cet hydrogène peut ensuite être injecté dans le réseau de gaz :

• soit en l'état,
• soit après conversion en méthane de synthèse en l'associant à du CO₂ par méthanation.

A horizon 2030 et surtout 2050, le Power-to-Gas avec injection réseau constitue une solution pour répondre à la gestion des excédents de production d'énergie renouvelable qui s'appuie sur les capacités de stockage importantes des infrastructures gaz (stock en conduite et stockages souterrains). En effet, à cette échéance, les études prospectives réalisées prévoient des excédents de production importants et de longue durée (>1 j) qui ne pourront pas être gérés par des solutions de stockage électrique « classiques » (STEP, Batteries). Le stockage inter-saisonnier (été/ hiver) de l'énergie n'est aujourd'hui possible que via le Power-to-Gas.

Si l'intérêt du Power-to-Gas est avéré à l'horizon 2030 par les études prospectives, sa faisabilité technique et son modèle économique restent à mettre en place. C'est l'objectif de plusieurs projets de démonstrateurs accompagnés par les acteurs de la filière en Europe, mais aussi en France. Par exemple :

• le projet GRHYD, teste l'injection de H2 dans le réseau de gaz naturel,
• le projet Jupiter 1000 (avec les transporteurs TEREGA et GRTgaz dans le consortium), qui vise à tester à la fois le P2G et la méthanation pour l'injection de CH4 de synthèse et de H2 dans le réseau,
• les projets STORENGY en développement de couplage P2G, méthanation et méthanisation (injection de H2, de CH4 de synthèse et de biométhane) : Méthycentre et Hycaunais.

La possibilité d'injection d'hydrogène dans le réseau gazier donne un accès direct à ses très grandes capacités de transport et de stockage : en France, les capacités de stockage de gaz sont 300 fois plus importantes que celles du réseau électrique (137 TWh contre 7 TWh). Aujourd'hui, le pourcentage d'hydrogène injectable dans les réseaux en mélange avec le gaz naturel fait l'objet de travaux de recherche et de démonstrateurs par les gestionnaires réseaux afin de valider les conditions permettant de respecter les exigences de sécurité et de comptabilité techniques des conduites et équipements. Sous réserve des résultats de ces essais, il est aujourd'hui envisagé par les gestionnaires de réseaux, une proportion maximale de H2 dans le réseau de 2O% maximum en volume (soit 6 à 7% en énergie).