30% de gaz renouvelable, en 2030, c’est possible

Le 05 avril 2018 par Valéry Laramée de Tannenberg
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44 méthaniseurs injectent du biogaz dans les réseaux français.
44 méthaniseurs injectent du biogaz dans les réseaux français.
VLDT

Les professionnels du gaz estiment possible de plus que centupler la production de biométhane injectable dans les réseaux d’ici à 2030. Moyennant quelques aménagements réglementaires et tarifaires.

Les réseaux reçoivent de plus en plus de biogaz. Selon la dernière mouture du Panorama du gaz renouvelable, publié ce jeudi 5 avril, 406 gigawattheures (GWh)[1] ont été injectés l’an passé dans les réseaux de gaz, contre 215 GWh en 2016. «Un certain nombre d’installations ont démarré leur activité en cours d’année, ce qui fait que la capacité maximale d’injection est de 682 GWh», précise Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER).

Avec une capacité de 100 GWh/an, les Hauts-de-France restent la région dotée de la plus importante capacité de production de biométhane injecté, devant le Grand-Est (82 GWh/an) et Bourgogne-Franche-Comté (54 GWh/an).

Objectif 2023 atteignable

L’objectif de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) pour 2023 semble néanmoins encore bien lointain: 8 térawattheures (TWh) par an, plus de 10 fois les volumes produits l’an dernier. «Avec des taux de croissance de 2,6 entre 2015 et 2016, et de 1,9 entre 2016 et 2017, nous sommes dans une tendance cohérente avec les objectifs à atteindre en 2023», se félicite Jérémy Perrot, responsable du pôle Stratégie et innovation de Teréga (ex-TIGF, le gestionnaire du réseau de transport de gaz du Sud-Ouest). Et de fait, la capacité annuelle des 361 projets de méthaniseurs déjà enregistrés atteint les 8 TWh.

Plus vite et plus loin

Cela pourrait même aller beaucoup plus vite et plus loin. D’une part, parce que les mesures élaborées dans le cadre du groupe de travail présidé par Sébastien Lecornu pourraient produire des effets rapides. D’autant qu’elles se cumulent avec les avancées réglementaires de 2017: changement de taxation du biométhane, exonération de la TICGN[2] pour le biogaz non utilisé par les véhicules.

Sans oublier la réduction des coûts de raccordement aux réseaux de transport et de distribution et l’ouverture du stockage souterrain au biométhane. «Avec le développement annoncé de la pyrogazéification et du Power to gas, en complément de la méthanisation, nous pensons que la PPE pourrait inscrire 90 TWh/an comme objectif à l’horizon de 2030», estime Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz. Soit plus de 10 fois la production visée pour 2023.

Modifier le code de l'énergie

Cela supposera tout de même, rappellent les professionnels, quelques aménagements. Le code de l’énergie devra permettre le développement du ‘rebours’. En clair, rendre possible l’injection de biométhane directement dans les réseaux de transport, afin d’accéder à de plus larges zones de consommation. Trois expérimentations de ce gazoduc bidirectionnel sont d’ailleurs en cours dans le Morbihan (projet West Grid Synergy) et dans la région de Troyes.

Dans la même veine, les gestionnaires des réseaux de distribution (GRD) aimeraient pouvoir accroître leur maillage du territoire. Ce qui leur permettrait, d’un seul coup d’un seul, de multiplier les points d’injection, de développer la consommation de gaz naturel et de lutter contre les offres de biogaz développés par les distributeurs de gaz en bouteille.

Propositions concrètes

Last but not least, les promoteurs du biogaz demandent de nouveaux coups de pouce financiers: maintien du tarif d’achat, soutien aux méthaniseurs souhaitant injecter leur production, confortation du système des garanties d’origine, exemption de la TICGN pour le biométhane carburant et poursuite de la baisse des coûts de raccordement aux réseaux de transport. Que des propositions concrètes au débat en cours sur la PPE.



[1] Soit l’équivalent de la consommation annuelle de 34.000 logements.

[2] TICGN: Taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel

 



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