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En 2017, l’injection de biométhane dans les réseaux a progressé de 89 %

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En 2017, l’injection de biométhane dans les réseaux a progressé de 89 %
Par Eva Gomez, le 9 avril 2018
D’après le panorama du gaz renouvelable, en 2017, l’injection de biométhane dans les réseaux a progressé de 89 %. Le parc français atteint ainsi une capacité maximale annuelle d’injection de 682 GWh, contre 410 GWh en fin 2016.

« L’injection de gaz renouvelable amplifie sa dynamique en 2017 », annoncent le Syndicat des énergies renouvelables (SER), GRTgaz, GRDF, Teréga (ex-TIGF) et le Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées (SPEGNN) à la publication du panorama du gaz renouvelable en 2017. Ainsi, 406 GWh de biométhane ont été injectés dans les réseaux français, contre 206 GWh en 2016. 18 nouveaux sites d’injection ont été mis en service au cours de l’année passée, donnant un nombre total de 44 sites en France métropolitaine. En 2017, le gaz renouvelable représentait donc 0,1 % de la consommation de gaz naturel française. « Mais 361 projets sont en file d’attente pour une capacité maximale cumulée de 8 TWh par an », précise le président du SER Jean-Louis Bal : « Ce qui porterait la part du gaz renouvelable à 2 % de la consommation de gaz française ».

Les régions du Nord-Est sur le podium

Les Hauts-de-France, le Grand-Est et la Bourgogne-Franche-Comté sont sur le podium de la capacité maximale installée à fin 2017, avec respectivement 108 GWh/an, 82 GWh/an et 54 GWh/an. Certaines régions sont « à la traîne » si l’on en croit ce panorama, à l’image de la Normandie, de l’Occitanie, de la région Paca et de la Corse, qui n’ont aucune capacité installée à fin 2017. « Les progrès significatifs opérés en 2017 illustrent bien la dynamique de la filière », estime Jérémy Perrot, responsable du pôle Stratégie et innovation de Teréga. Sans compter que « l’objectif de la PPE à l’horizon 2023, d’atteindre 8 TWh d’injection, est déjà dans les tuyaux grâce aux 361 projets en demande de raccordement », souligne Edouard Sauvage, directeur général de GRDF. Ce qui pousse les professionnels à envisager une augmentation des objectifs de la PPE, actuellement en débat public. Le directeur général de GRTgaz, Thierry Trouvé, estime que, notamment grâce aux conclusions du « groupe de travail gouvernemental sur la méthanisation, il sera possible de débloquer le décollage de la filière, pour atteindre 30 % de gaz renouvelable dans les réseaux en 2030 ». A noter qu’actuellement, les intrants d’exploitations agricoles sont les plus utilisés dans la production de biométhane, suivis des déchets ménagers. « Mais le rôle des STEP a tendance à se développer », remarque Jérémy Perrot.

Selon Edouard Sauvage, « la filière a également un objectif de diversification des usages, et notamment de développement du bioGNV ». Il rappelle qu’un poids lourd sur deux est immatriculé GNV en France, et qu’en un an « le nombre de points d’avitaillement a plus que doublé ». Ainsi, en 2017, 23 points d’avitaillement supplémentaires ont été mis en service. Il en existe 78 en tout sur le territoire métropolitain. Le panorama souligne ainsi une part de 8,7 % de bioGNV dans le GNV, et rappelle l’objectif de la PPE d’atteindre les 20 % en 2023.

Le power-to-gas et la pyrogazéification : avenir de la filière ?

Par ailleurs, les acteurs de la filière comptent beaucoup sur le développement, dès 2024, de technologies de production de gaz renouvelable autres que la méthanisation : à savoir, le power-to-gas et la pyrogazéification. « Ces technologies devraient se développer fortement à partir de 2028 », indique Jean-Louis Bal. Le power-to-gas ayant un potentiel technique de 140 TWh/an à l’horizon 2050. Un potentiel élevé à 180 TWh/an pour la pyrogazéification et à 140 TWh/an pour la méthanisation.

Mais pour répondre à ces enjeux, les professionnels estiment que des évolutions sont nécessaires. Il s’agit notamment de « maintenir le tarif actuel, de mettre en place un mécanisme adapté pour les sites existants souhaitant passer à l’injection », ou encore de « mettre en place un mécanisme de soutien adapté au biométhane non injecté, et d’exonérer le biométhane carburant de la TICPE ». Concernant les réseaux de gaz, les acteurs de la filière demandent l’autorisation d’accorder des projets en zone non desservie pour les gestionnaires de réseau, de définir les conditions de financement des développements de réseaux (rebours, maillage) et de réaliser des schémas de développement pour anticiper et optimiser les investissements ». En effet, les acteurs reconnaissent la nécessité de développer les réseaux existants. « Les techniques de rebours et de maillage existent, il nous manque les financements nécessaires », explique Thierry Trouvé. « Mais nous travaillons déjà à l’identification des territoires qui ont besoin d’un développement de réseau et ces deux techniques seront expérimentées en 2019 en Vendée et en Bretagne », précise-t-il. Edouard Sauvage ajoute que le maillage (raccordement de lots de consommation entre eux) et le rebours (vers les transports puis le stockage), « ne sont pas des techniques coûteuses mais qui nécessitent d’imaginer un plan de desserte et le développement potentiel ».
Sur le site "Valois Energie" à Senlis (Picardie) / Crédit : E.G
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