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Biométhane

Le biométhane est un gaz riche en méthane provenant de l'épuration du biogaz issu de la méthanisation.

Stockage-tampon de biométhane d'une unité de production située à Berlin.

C'est la version renouvelable non fossile du gaz naturel ; une source d'énergie qui peut en Europe contribuer à l'objectif du paquet climat-énergie et à la transition énergétique, avec moins d'émissions de gaz à effet de serre (il vaut mieux brûler le méthane que le libérer dans l'air, car c'est un puissant gaz à effet de serre), dans une perspective de troisième révolution industrielle ou de développement durable[1].

Ce gaz peut, par exemple, être utilisé dans une chaudière, comme carburant de véhicules, alimenter des moteurs fixes[2] ou être injecté dans le réseau de transport de gaz naturel (après épuration/purification).

Éléments de définition

Séquences de transformation du déchet fermentescible en biogaz puis, après épuration/purification en biométhane
  • Le biomĂ©thane est un biogaz Ă©purĂ© pour le rendre utilisable comme carburant ou acceptable pour le rĂ©seau de gaz naturel. En effet, le biogaz issu de la fermentation de matières organiques est Ă©nergĂ©tiquement pauvre : il ne contient que 40 Ă  60 % de mĂ©thane, et 40 Ă  60 % de CO2 et quelques traces d'autres composĂ©s indĂ©sirables dont le H2S. Pour obtenir du biomĂ©thane valorisable, le biogaz est Ă©purĂ© pour Ă©liminer, dans la mesure du possible, le CO2 et les autres composĂ©s, et ne garder que le mĂ©thane qui a alors des qualitĂ©s similaires Ă  celles du gaz naturel. L'opĂ©rateur peut aussi rĂ©cupĂ©rer du CO2 liquĂ©fiĂ© issu du raffinage du biogaz et le valoriser en agriculture et dans certains secteurs industriels[3].

Usages

Le biomĂ©thane peut ĂŞtre valorisĂ© in situ, comme carburant vĂ©hicule, ou ĂŞtre valorisĂ© ailleurs après injection dans le rĂ©seau de distribution de gaz oĂą il se mĂ©lange au gaz naturel fossile[4]. Une prĂ©-Ă©tude de marchĂ© faite en Suède en 2017 estime qu'un prix compĂ©titif par rapport au gazole est possible en Suède, Ă  partir de 50 GWh produits[5].

Il peut aussi permettre de produire de l'électricité[6], éventuellement en cogénération ou trigénération, mais avec moins de rentabilité que pour le solaire ou l'éolien (le rendement de transformation du biogaz en électricité est de 30 % en moyenne, améliorable en valorisant la chaleur fatale mais en restant alors moins intéressant que d'autres sources d'électricité renouvelables[3].

Du biogaz peut aussi être converti en un carburant de synthèse (via le procédé Fischer-Tropsch) ou encore en ammoniac, en méthanol, ou en diméthyle éther par des moyens opérationnels maîtrisés depuis des années[7].

D'autres usages devraient se développer dans un futur proche : sur place ou à distance, ce gaz peut aussi être utilisé pour la carbochimie et pour une production de gaz de synthèse (mélange de CO et de H2) par de nouveaux moyens d'activation catalytique du biométhane ou de méthanation. Ces opérations (« reformage à sec du méthane » ou « vaporeformage ») posent encore des problèmes de dégradation du catalyseur à cause d'une formation de coke, c'est-à-dire une déposition de carbone sur le catalyseur). De nouveaux catalyseurs sont donc recherchés (ex : ruthénium), y compris pour l’oxydation du monoxyde de carbone et des suies issues du processus.

Les futurs gisements de biogaz se trouvent surtout en zones agricoles, moins desservies par le rĂ©seau de gaz, et le raccordement au rĂ©seau coĂ»te environ 90 000 euros par kilomètre en France hors franchissement de rivières ou d'infrastructures de transport, partiellement Ă  la charge du porteur de projet. Ainsi, le « portage » de biogaz ou de biomĂ©thane semble devoir se dĂ©velopper : le gaz est liquĂ©fiĂ© (ce qui divise le volume par 600) ou simplement compressĂ© puis collectĂ© et transportĂ© par camion vers un point d'injection[3].

Le producteur bĂ©nĂ©ficie ainsi du tarif d'achat correspondant Ă  l'injection et d'une certaine souplesse pour sa production en Ă©tant moins vulnĂ©rable aux contraintes d'acceptabilitĂ© de son installation et de proximitĂ© d'un rĂ©seau de gaz, mais il doit investir dans un système d'installation de compression/liquĂ©faction, stockage et transport de matières dangereuses soumis en France Ă  la rĂ©glementation ADR. Cette contrainte ne rend le projet rentable qu'Ă  partir de 100 Ă  150 m3/h de production de biomĂ©thane. Le camion peut aussi desservir Ă  proximitĂ© une station-service de bioGNL qui distribue du gaz naturel pour vĂ©hicules (GNV), comprimĂ© (GNC) ou liquide (GNL). Un Ă©largissement du tarif d'achat injection pour une utilisation directe du biomĂ©thane en carburant est en rĂ©flexion en 2017 en France et existe au Royaume-Uni, en Italie et en Suède[3].

Pour des véhicules le bioGNV est facilement adapté aux motorisations à allumage commandé et pollue bien moins que le diesel et l'essence (pas de particules). Un renforcement des infrastructures de distribution et prévue dans la directive européenne 2014/94, qui vise un maillage du territoire, avec à terme un point de charge au minimum tous les 150 km pour le GNC et 400 km pour le GNL[8].

Production

Le biogaz utilisé pour produire le biométhane provient des digesteurs d'unité de méthanisation, c'est-à-dire d'une dégradation biologique de la matière organique contenue dans des « substrats » fermentescibles. Ces derniers ont plusieurs types d'origines :

Le biogaz est un mélange de différents gaz qui ne se prêtent pas tous aux utilisation courantes du gaz naturel[15]. La composition typique du biogaz en sortie d'un digesteur anaérobique est donnée dans le tableau suivant.

Gaz Teneur dans le biogaz, %vol
méthane 60-70
dioxyde de carbone 30-40
eau 1-5
sulfure d'hydrogène 0-0.4
ammoniac 0-0.01

Si on veut remplace le gaz naturel par du biométhane, alors il faut purifier le biogaz. Les principales technologies de purification sont les suivantes[15] - [16] :

  • Absorption dans l'eau. Le biogaz est lavĂ© avec des grandes quantitĂ©s d'eau, car la solubilitĂ© dans l'eau du dioxyde de carbone est plus Ă©levĂ©e que celle du mĂ©thane. L'eau de lavage est ensuite rĂ©gĂ©nĂ©rĂ©e par dĂ©gazage du dioxyde de carbone via chauffage de l'eau. L'eau peut ĂŞtre remplacĂ©e par un solvant, le dimĂ©thylĂ©ther de polyĂ©thylène glycol, qui offre une diffĂ©rence de solubilitĂ© encore plus grande. De plus l'utilisation d'un solvant organique Ă©vite de devoir sĂ©cher le biomĂ©thane.
  • Absorption dans un solvant d'amine. La capture de CO2 a entrainĂ© le dĂ©veloppement de diffĂ©rents solvants capables d'absorber de manière prĂ©fĂ©rentielle le CO2. La grande sĂ©lectivitĂ© de ces solvants d'amine permet de rĂ©duire les pertes de mĂ©thane. Les solvants sont rĂ©gĂ©nĂ©rĂ©s par chauffage Ă  des tempĂ©ratures Ă©levĂ©es.
  • Adsorption par inversion de pression. Le biogaz sous pression passe Ă  travers une colonne d'adsorption contenant un solide tel que la charbon actif, la zĂ©olite, le silica gel ou des rĂ©sines synthĂ©tiques qui absorbent le CO2. Une fois le solide saturĂ©, on isole la colonne et on applique un vide dans la colonne qui permet de dĂ©sorber le solide.
  • SĂ©paration membranaire. Le biogaz sous pression circule le long d'une membrane qui va laisser passer de manière sĂ©lective le CO2. Ce procĂ©dĂ© gĂ©nère le plus de perte de mĂ©thane et ne permet pas d'obtenir une puretĂ© aussi Ă©levĂ©e qu'avec les autres technologies. Par contre, aucune rĂ©gĂ©nĂ©ration n'est nĂ©cessaire.
  • CryogĂ©nie. le mĂ©thane et le CO2 ont des points d'Ă©bullition diffĂ©rents. On comprimant le biogaz, puis en le dĂ©tendant après refroidissement, on gĂ©nère du CO2 liquide alors que le mĂ©thane flashe et est rĂ©cupĂ©rĂ© sous forme gazeuse. Ce procĂ©dĂ© permet une très bonne sĂ©paration des gaz, et une perte rĂ©duite du mĂ©thane, mais est très Ă©nergivore.

Vers des standards de qualité de gaz

Selon leur mode de production et de la variété de la nature et qualité des matériaux fermentescible utilisés (boues urbaines, boues de papeterie, effluents agricoles, biodéchets des ménages, etc.), il existe une « variabilité de la composition microbiologique et chimique des biogaz » (sulfure d'hydrogène, oxygène et azote, et potentiellement « 250 autres composés chimiques… susceptibles d’être présents ») qui peuvent représenter jusqu'à 5 % du biogaz brut avant épuration et injection.

En France, Gaz de France (GDF), l'opérateur historique du réseau de gaz naturel, a édicté des spécifications techniques et un décret[17], préconise que « les transporteurs et distributeurs élaborent les prescriptions techniques que doivent respecter les opérateurs et les fournisseurs de gaz pour l’injection de gaz autre que le gaz naturel ». Son article 3 précise cependant que « dans le cas où est prévue l'injection dans un réseau de gaz autre que du gaz naturel, le ministre de l'Énergie peut confier à un organisme agréé une expertise destinée à établir que cette injection ne présente pas de risque pour la santé publique, la protection de l'environnement et la sécurité des installations ».

Sécurité sanitaire

Les Ministères français de la Santé et de l'Écologie ont en conjointement commandé à l'Afsset une « évaluation des risques liés à l’exposition à des composés toxiques entraînés par l’injection de biogaz dans le réseau pour les usagers à leur domicile, en vue de déterminer les caractéristiques, notamment en termes de composition, qui permettront de considérer qu’un biogaz est apte à l’injection dans le réseau de distribution, au regard des risques sanitaires pour l’usager », avec 4 demandes distinctes :

  1. Recueil et analyse de la bibliographie et des retours d'expérience disponibles[18]
  2. composition des biogaz dont en composés potentiellement toxiques (par rapport au gaz naturel tels que distribué)[18]
  3. Évaluation des risques sanitaires induits par l'exposition à des agents toxiques, avant et après la combustion du gaz (par rapport au gaz naturel actuellement distribué), en distinguant donc « une phase d’exposition à du biogaz non brûlé (phase d’allumage), pour laquelle une composition a été déterminée pour différents types de biogaz (cf. contexte) à partir des données disponibles (biogaz bruts essentiellement et biogaz épurés) »[18] ;
  4. Déterminer les caractéristiques de composition d'un biogaz[18]

Aspects sanitaires :
Il n'existe pas encore de standards internationaux de « qualité toxicologique » pour l'injection de biogaz dans les réseaux[18]. Mais quelques pays injectant du biogaz dans leur réseau ont adopté des spécifications techniques conçues pour préserver l'intégrité du réseau de distribution (C'était le cas en Europe en 2008 pour l’Allemagne, l’Autriche, les Pays-Bas, la Suède et la Suisse)[18].

En 2008 les données concernant la qualité du gaz épuré étaient encore lacunaires selon l'AFSSET[18]. Ces gaz secondaire ou particules indésirables peuvent notamment être « des organohalogénés, des hydrocarbures aromatiques polycycliques et monocycliques, des métaux, des aldéhydes, des alcanes, des alcools, des cétones, des esters, des alcènes, des composés soufrés et des éthers… »[18].

Un avis de l'Afsset a été rendu le [18].

Il a porté sur deux phases :

  • Phase d'allumage : Sur la base des donnĂ©es disponibles (lacunaires), l'AFSSET n'a pas mis en Ă©vidence de risques sanitaires pour une exposition aigĂĽe au domicile au biogaz Ă©purĂ©, alors qu'un risque pourrait selon l'AFSSET exister pour le biogaz brut. Une exposition chronique au domicile correspond Ă  un risque liĂ© Ă  l'hydrogène sulfurĂ©, l’acĂ©taldĂ©hyde, le formaldĂ©hyde, certains dĂ©rivĂ©s organochlorĂ©s, au benzène et au chrome, mais les mĂ©thodes actuelles de tri, la rĂ©glementation sur le traitement des dĂ©chets, puis l'Ă©puration du biogaz devraient attĂ©nuer ce risque.
  • Phase de cuisson : Si le biogaz a Ă©tĂ© correctement Ă©purĂ©, ses effets ne diffèrent a priori pas beaucoup de ceux du gaz naturel classique : les principaux polluants sont des oxydes d’azote, du monoxyde de carbone et des imbrĂ»lĂ©s (composĂ©s organiques volatils, microparticules et nanoparticules…). Des mĂ©taux et mĂ©talloĂŻdes toxiques (arsenic, chrome, nickel, cadmium…), du formaldĂ©hyde et du benzène sont libĂ©rĂ©s dans l'air Ă  la combustion, et peuvent poser problème en cas d'exposition chronique, mais pas plus que dans le cas du gaz naturel qui en contient des proportions comparables[18].

Le rapport s'est intéressé à plusieurs problèmes :

  • Le fluor : Concernant le fluor total, il ne dĂ©passe pas les spĂ©cifications Ă©dictĂ©es pour le gaz naturel fossile[18].
  • Le soufre : Une partie du soufre total est apportĂ©e par l'ajout rĂ©glementĂ© de tĂ©trahydrothiophène (qui donne son odeur au gaz du rĂ©seau[18].
  • Le risque microbiologique : Les donnĂ©es disponibles portent surtout le biogaz brut ; elles sont rares pour le biogaz Ă©purĂ© (et le gaz naturel)[18]. La microflore du biogaz n'est pas exactement celle du digesteur dont il provient, Ă  la suite d'une « aĂ©rosolisation diffĂ©rentielle favorisant certaines bactĂ©ries » et une grande diversitĂ© d'espèces de bactĂ©rie (« >180 espèces diffĂ©rentes selon l'AFSSET ») est encore prĂ©sente dans le biogaz brut (avant Ă©puration), avec une densitĂ© de bactĂ©ries (mesurĂ©e par dĂ©nombrement au microscope) comparable Ă  celle de l'air. Les rĂ©sultats d'analyses par mise en culture de microorganismes cultivables trouvĂ©s dans le biogaz Ă©purĂ© avant entrĂ©e dans le rĂ©seau et au brĂ»leur sont comparables. Une partie de ces organismes ne sont pas pathogènes, et selon l'AFSSET (voir p6/9 de l'avis 2008), mĂŞme avec quelques litres de gaz imbrĂ»lĂ© au moment de l'allumage, par effet de dilution l'apport en pathogène serait très faible[18]. D'autres microorganismes pourraient ĂŞtre dissĂ©minĂ©s par le flux de gaz Ă  partir de biofilms microbiens formĂ©s dans les tuyaux, mais ils ne semblent pas alors diffĂ©rents pour le biogaz et pour le gaz naturel[18].

Cette expertise collective de 2008 (à partir des informations disponibles) a conclu qu'un biogaz épuré de manière à répondre aux spécifications de GDF, et issu de fermentation de « déchets non dangereux »[19] ne posait a priori pas de problèmes spécifiques (par rapport au gaz naturel géologique)[18]. faute de données, cette expertise n'a pas permis de conclure sur les biogaz issus de boues de station d’épuration et des déchets industriels autres que les déchets organiques fermentescibles de l’industrie agroalimentaire.

Face au « manque de données disponibles sur les compositions chimique et microbiologique des biogaz épurés, du gaz naturel ainsi que de leurs résidus de combustions » l'AFSSET suggère :

  • d'amĂ©liorer la recherche d'Ă©lĂ©ments traces et de biocontaminants dans les biogaz et le gaz naturel avant et après injection dans le rĂ©seau, et après combustion[18] ;
  • d'Ă©tudier l’« efficacitĂ© des systèmes d'Ă©puration actuels et au fur et Ă  mesure du dĂ©veloppement de nouveaux procĂ©dĂ©s de production et d’épuration du biogaz »[18] ;
  • de « produire des outils analytiques tenant compte des spĂ©cificitĂ©s de la matrice biogaz et des considĂ©rations techniques, en vue de la mise en place d’analyses de routine dans les installations de production de biogaz » ;
  • de produire des indicateurs de suivi de la qualitĂ© du biogaz ;
  • de mieux documenter l'exposition (budgets espace-temps ainsi que les comportements des usagers Ă  leur domicile.

Historique du développement en Europe

En 2013, l'Italie a produit en biogaz 1815 Ktep, et l'Europe 14400 Ktep (1Ktep = 1 000 tonnes d'Ă©quivalent pĂ©trole), selon le baromètre Eurobserv’er/Biogaz de 2014[20].

En 2015 l'Allemagne est loin en tĂŞte du classement europĂ©en des pays producteurs de biomĂ©thane avec 10 000 GWh injectĂ©s en 2015 dans les rĂ©seaux de gaz par 190 unitĂ©s de production de biomĂ©thane selon le deuxième observatoire rĂ©alisĂ© par le cabinet Sia Partners pour le think tank France BiomĂ©thane[21] ; loin derrière arrive le Royaume-Uni en 2e position avec 51 unitĂ©s injectant 2 000 GWh, puis les Pays-Bas avec 25 unitĂ©s injectant 900 GWh, le Danemark avec 14 unitĂ©s injectant 360 GWh, la Suède avec 60 unitĂ©s injectant 290 GWh, l'Autriche avec 13 unitĂ©s injectant 240 GWh, la Suisse avec 25 unitĂ©s injectant 130 GWh, la France avec 20 unitĂ©s injectant 82 GWh et la Finlande avec 10 unitĂ©s injectant 76 GWh.

L'avance de l'Allemagne et du Royaume-Uni s'explique surtout par le fait que ces pays autorisent ou ont autorisé des « cultures dédiées » à la production de biogaz (y compris de denrées alimentaires comme le maïs), alors que la France n'autorise que l'utilisation de déchets[22], sauf cas particuliers comme les récoltes perdues et invendables pour cause de grêle ou de maladie. Dans le cadre des cultures intermédiaires à vocation énergétique (Cive), l'affectation de surfaces agricoles pour la production exclusive de bio-methane est autorisée. Ainsi plus d'un million d'hectares de maïs sont en France destinés à la production de méthane[23].

GreenGasGrids (GGG) est un programme europĂ©en financĂ© par le programme « Énergie Intelligente en Europe ». Dans ce programme, l'ADEME a participĂ© Ă  un groupe de travail national sur l'injection de biogaz dans le rĂ©seau, ainsi qu'Ă  l'Ă©criture de deux scĂ©narios pour « une vision pour le biomĂ©thane en France pour 2030 » (oĂą dans le scĂ©nario le plus optimiste, le biomĂ©thane (issu de la mĂ©thanisation des dĂ©chets et de rĂ©sidus de cultures) atteint 30 TWh/an (soit presque 10 % du gaz naturel consommĂ© en France en 2030[24].

En France

Historique et approche française : Années 1970 : La méthanisation de boues d'épuration communales et industrielles ou de déchets agricoles a commencé à se développer dans les années 1970-80 (avec une centaine d’installations, mais pour rapidement décliner durant vingt ans alors que les aides publiques favorisaient d'autres sources d'énergies et d'autres modes de gestion des déchets[25]. Elle est ensuite relancée dans les années 1980, à Cholet par exemple[26] puis l'injection dans le réseau est également expérimentée. En 2010 du biogaz était ainsi produit par 71 des 301 sites de stockage des déchets non dangereux et par 6 usines de traitement des déchets[27].

Peu à peu l'idée d'injecter ce gaz après l'avoir épuré[28], dans le réseau se développe[29]. Une valorisation en biométhane-biocarburant est également encouragée, par l'Europe notamment[30], ce qui implique une épuration encore plus poussée sinon sa combustion entraine des « dépôts solides abrasifs, en particulier sur les pistons, les parois des cylindres, les bougies et les sièges de soupapes »[27] notamment à cause des siloxanes qui sont des composés organiques volatils du Silicium ou « COVSi »[27] et des composés soufrés acides et corrosifs, sulfure d'hydrogène (H2S) notamment)[27].

Années 2010 : Une étude publiée en 2009 a estimé que 5 à 10 % du gaz naturel distribué pourrait être substitué par le biométhane avant 2020[31]. Mi-avril 2014, un quatrième site d'injection de biométhane dans le réseau de GrDF est mis en service (à Mortagne-sur-Sèvre en Vendée) valorisant le biométhane produit par une dizaine d'agriculteurs[32].

Cette mĂŞme annĂ©e (mi-2014), la lĂ©gislation française Ă©volue, avec un dĂ©cret[33] et deux arrĂŞtĂ©s permettant aux collectivitĂ©s territoriales françaises de plus facilement valoriser (par injection, dans les rĂ©seaux de gaz) le biomĂ©thane issu de stations d'Ă©puration. SĂ©golène Royal espère qu’avant 2020 plus de 60 stations d'Ă©puration injecteront un total de 500 GWh/an en biomĂ©thane (de quoi alimenter en Ă©nergie 40.000 mĂ©nages), ce qui implique environ 25 millions d'euros par an de charges de service public de 2014 Ă  2020 selon la CRE[34].

Un arrêté[35] inclut désormais "les matières, telles que boues, graisses, liquides organiques, résultant du traitement des eaux usées, traitées en digesteur" dans les substances méthanisables et l’autre arrêté[36] concerne le tarif d'obligation d'achat (antérieurement fixé par l'arrêté du ) offrant aux stations d'épuration produisant du biométhane une nouvelle prime "intrant" et d'une modulation tarifaire propre[34].

2014, seule une vingtaine de stations d'épuration bénéficient d'un tarif d'obligation d'achat, selon la CRE[37] et selon GrDF, 28 autres pourraient être intéressées par l’injection de leur méthane dans le réseau, pour aussi de réduire de 15 à 40 % de matière sèche de leurs déchets et la rendre plus « propre » bactériologiquement, ou au regard des impacts climatiques. Le Synteau estime en 2014 que « le potentiel énergétique de ce biométhane à partir de boues d’épuration est estimé 1530 GWh/an, soit l’équivalent de plus de 350 éoliennes », rappelant que les seules « boues d'une ville de 100.000 habitants permettent d'alimenter 20 bus ou 20 bennes à ordures ménagères ou 100 véhicules légers » ; il loue les avancées réglementaires mais considère « que le dispositif financier sera insuffisant pour inciter les 350 collectivités de plus de 30 000 habitants qui ne disposent pas encore de méthanisation (…) Sur la base d’une étude de rentabilité réalisée par le Synteau, ces subventions devraient être de l’ordre de 25 % »[38].

Début 2014, selon près de 400 projets sont l'étude dont 15 pourraient démarrer en 2014 ; mais six mois de retard sont constatés en moyenne, les projets s'avérant complexes ; les déboires de nombreux projets de méthanisation classique en cogénération ayant rendu des banques réticentes ; GRDF attendait une dizaine de nouveaux sites en 2015[39]

En 2014, le rythme de crĂ©ation de mĂ©thaniseurs agricoles a chutĂ© (de 70 Ă  40 par an) compromettant l'objectif du ministère de l’Agriculture de 1 000 mĂ©thaniseurs en 2020 et 1 500 en 2025 ; leur nombre au dĂ©but de 2015 n'Ă©tant que de 180. La France s’est inspirĂ©e de l’expĂ©rience allemande oĂą douze ans une vĂ©ritable filière d’énergie verte Ă  la ferme s'est bien dĂ©veloppĂ©e[40], avec 8 000 mĂ©thaniseurs ; mais les mĂ©thaniseurs allemands ont Ă©tĂ© conçus pour ne recevoir que des vĂ©gĂ©taux (maĂŻs, betteraves), alors qu'en France, on y met des effluents d’élevage, dont les excĂ©dents posent des problèmes de pollution ; choix qui diminue la rentabilitĂ© par des problèmes de corrosion, de difficultĂ©s de rĂ©glage et de besoins plus importants en main-d’œuvre[41].

2015 En mars deux nouveaux mĂ©thaniseurs injectent leur biomĂ©thane dans le rĂ©seau GRDF : Ă  MĂ©ry-sur-Seine (Aube), pour alimenter Ă  terme 1 500 foyers, et Ă  Wannehain (Nord) avec 6 000 mĂ©gawattheures par an injectĂ©s. Ils s'ajoutent aux six mĂ©thaniseurs produisant dĂ©jĂ  (68 gigawattheures par an (Ă©quivalent de la consommation de 3.500 foyers). La ministre de l'Énergie vise 10 % de gaz renouvelable dans le rĂ©seau en 2030. Le tarif d'achat instaurĂ© en 2011 (entre 50 et 150 â‚¬/mĂ©gawattheure), auquel les fournisseurs rachètent le gaz, est revalorisĂ©[42], des subventions de l'Ademe venant complĂ©ter le dispositif[39].

La première injection de biomĂ©thane dans le rĂ©seau de transport de GRTgaz date de Ă  Chagny depuis l'usine de trimĂ©thanisation-compostage du Smet71 (Syndicat mixte d'Ă©limination et de traitement des dĂ©chets de SaĂ´ne-et-Loire), nommĂ©e Ecocea, qui traite 73 000 tonnes de dĂ©chets par an et produit 2,6 millions de Nm3 de biomĂ©thane par an, soit 28 GWh/an. Ce gaz est distribuĂ© Ă  l’usine Terreal, qui fabrique des tuiles en terre cuite, dont il couvre 30 % des besoins de chaleur. En 2016, 26 sites ont injectĂ© 215 GWh de mĂ©thane dans le rĂ©seau français, soit 0,05 % de la consommation nationale ; l'objectif est alors d'atteindre TWh en 2023[43]. Onze unitĂ© ont Ă©tĂ© raccordĂ©es en 2015.

2016, 26 sites d'injection dans le rĂ©seau portent la capacitĂ© maximale installĂ©e Ă  410 GWh/an (+47 %) (avec une file d'attente cumulĂ©e de 5 000 GWh supplĂ©mentaires pour 241 projets sont en phase avancĂ©e)[44]. Ce gaz renouvelable ne reprĂ©sente toutefois encore que 0,05 % de la consommation française[44]. En , un dĂ©cret sur "l'utilisation des cultures principales dans les mĂ©thaniseurs" impose un seuil de 15 % Ă  ne pas dĂ©passer, mais calculĂ© sur 3 ans, et sans plafond pour les cultures intermĂ©diaires « afin de prendre en compte la variabilitĂ© des approvisionnements et les alĂ©as climatiques ». Environ 40 000 tonnes de rejet de CO2 auraient ainsi Ă©tĂ© Ă©vitĂ©s dans l'atmosphère (amĂ©lioration de +269 %)[44]. 9 unitĂ©s ont Ă©tĂ© raccordĂ©es en 2016[45].

2017 En mars 29 unitĂ©s produisent 0,44 tĂ©rawattheure par an (TWh/an)[46] selon France BiomĂ©thane et SIA Partners, et 241 projets sont en file d'attente de raccordement aux rĂ©seaux de GRDF et GRTgaz. L'injection de biomĂ©thane dans les rĂ©seaux progresse[45]. La PPE prĂ©voit 1,7 TWh installĂ©s en 2018 et 8,0 TWh 2023, Rt le gouvernement Hollande a fixĂ© l'objectif de 10 % de biomĂ©thane dans le gaz naturel consommĂ© en France en 2030[45].

En juin, l’injection atteint +123 GWh/an (soit + 30 % en 6 mois) passant Ă  533 GWh/an mi 2017 (au ), grâce Ă  neuf installations nouvelles (portant Ă  35 le nombre d’installations françaises). C’est deux fois plus qu’au 1er semestre 2016 ; et 297 projets sont en file d’attente (capacitĂ© de 6,501 GWh/an).

Les régions Grand-Est (sept installations), Hauts-de-France (sept installations) et Île-de-France, avec cinq installations comptent pour 50 % des capacités installées au et 54 % des injections depuis le début de l’année. Auvergne-Rhône-Alpes a aussi cinq installations. PACA, Occitanie et Normandie au n’en ont aucune[47].

Pour aider les projets situés en zones rurales éloignées des réseaux de distribution, un Arrêté (du ) prévoit que 40 % du coût du raccordement (à certains réseaux publics) des installations de biométhane à injecter dans le réseau de gaz et de production d'électricité renouvelable sera désormais pris en charge par le gestionnaire du réseau[48].

: Mise en service de la première station de distribution de gaz vert (biométhane) pour poids lourds et voitures, à Mortagne sur Sèvres en Vendée[49]. C'est un groupement d'agriculteurs, producteur du gaz vert distribué, qui a financé le projet[50] - [51].

2018-2019 : Le projet de dĂ©cret relatif Ă  la programmation pluriannuelle de l'Ă©nergie (PPE) soumis Ă  consultation en prĂ©voit un objectif de TWh de biogaz injectĂ© dans les rĂ©seaux Ă  l'horizon 2023 et fixe un objectif de 14 Ă  22 TWh d'ici 2028[52]. La rĂ©alisation de ces objectifs Ă©tant notamment conditionnĂ©e Ă  la nĂ©cessitĂ© d'assurer d'importants investissements dans les rĂ©seaux de transport et de distribution de gaz naturel, qui ne couvrent pas l'intĂ©gralitĂ© du territoire et dont les capacitĂ©s d'accueil varient fortement en fonction de leur localisation, la loi n°2018-938 du [53]a instaurĂ© un droit Ă  l'injection pour les producteurs de biogaz (article 94 de la loi). Ces nouvelles dispositions, accompagnĂ©es d'un dĂ©cret d'application[54], instaurent notamment le principe d'une mutualisation, dans les tarifs d'utilisation des rĂ©seaux de gaz naturel, des investissements de renforcement du rĂ©seau rendus nĂ©cessaires pour permettre l'injection du biogaz.

En janvier 2023, Engie et Arkema signent un contrat de fourniture par Engie de TWh de biométhane sur dix ans pour alimente la fabrication d'un polyamide biosourcé[55].

Prospective

En 2020, 3 000 GWh/an issu du mĂ©thane Ă©conomiseront peut-ĂŞtre 560 000 tonnes de gaz Ă  effet de serre (Ă©quivalent de 250 000 logements)[44]. La filière estime pouvoir gĂ©nĂ©rer (de 2017 Ă  2020) 2 000 Ă  3 000 emplois non dĂ©localisables et environ 10 000 Ă  15 000 autres emplois en exploitation-maintenance[44].

L'objectif 2030 est de 56 TWh (en mĂ©thanisant 130 millions de tonnes de boues et lisiers, effluents, dĂ©chets de cultures), pour passer en 2050 Ă  400-550 TWh afin que tout le gaz consommĂ© en France soit issu de la mĂ©thanisation (210 TWh), la gazĂ©ification de la biomasse (160-280 TWh), la mĂ©thanation (20-35 TWh) et l'utilisation des microalgues (10-25 TWh)[44].

Biosynthèse du méthane

Du méthane pur est produit par quelques espèces microbiennes dites « méthanogènes ». Cette biosynthèse est l'objet de recherches en 2017 (biomimétique éventuellement), pour une application dans les énergies renouvelables notamment[56].

La biogenèse du méthane est permise par la méthyl-coenzyme M réductase, une enzyme qui est aussi responsable de l'utilisation du méthane comme source d'énergie (par oxydation anaérobie)[57].

Cette enzyme utilise un facteur auxiliaire appelé « coenzyme F430 », un tétrapyrrole modifié contenant du nickel qui favorise la catalyse à travers un intermédiaire méthyle radical/Ni(II)-thiolate intermédiaire. On ignore encore comment la coenzyme F430 est synthétisée (à partir d'une composé commun, le uroporphyrinogène III), mais on sait que la voie de synthèse implique une chélation, une amidation, une réduction d'anneau macrocyclique, une lactamisation et la formation d'anneau carbocyclique[57].
Les protéines catalysant la biosynthèse de la coenzyme F430 (à partir de sirohydrochlorine, appelée CfbA-CfbE) ont été identifiées, ce qui ouvre la porte au développement de systèmes recombinants basés sur ces groupes métalloprothétiques[57]. Cette meilleure compréhension de la biosynthèse d'un coenzyme de la production de méthane par les microbes complète les voies biosynthétiques connues pour une famille des composés importants incluant la chlorophylle, l'hème et la vitamine B12[58] - [57].

Notes et références

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