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49 : Gaz : la France autonome en 2050 ?

Une étude de l’ADEME en parte­nar­i­at avec GRDF et GRTGaz, pub­liée en 2018, démon­tre la fais­abil­ité d’un « mix gazier 100 % renou­ve­lable en 2050 » en mobil­isant les prin­ci­pales fil­ières de pro­duc­tion. Un objec­tif ambitieux mais réal­is­able. Avec des enjeux majeurs : indépen­dance vis-à-vis du gaz fos­sile, développe­ment durable, retombées économiques sur les territoires…

D’abord l’indépen­dance vis-à-vis du gaz fos­sile. Selon les derniers chiffres disponibles, la fac­ture énergé­tique de la France s’él­e­vait, en 2018, à 47 mil­liards d’eu­ros, dont 10,3 mil­liards pour les impor­ta­tions de gaz. C’est dire l’im­por­tance que revêti­rait une plus grande autonomie vis-à-vis du gaz fos­sile importé. D’une part, la France qui est, avec 16, 3 %, à la traîne con­cer­nant la part des éner­gies renou­ve­lables (Enr) dans son mix énergé­tique — les Enr atteignaient, fin 2015, plus de 19,3 % de la capac­ité énergé­tique mon­di­ale -, tient là une occa­sion en or pour en accroître la part. D’autre part, elle évit­erait les aléas géopoli­tiques pour son approvisionnement.

Dans le con­texte du développe­ment durable et de la lutte con­tre la pau­vreté, l’ac­cord de Paris vise à ren­forcer la riposte mon­di­ale face à la men­ace des change­ments cli­ma­tiques. Une urgence cli­ma­tique face à laque­lle l’ac­cord de Paris pré­conise de con­tenir l’élé­va­tion de la tem­péra­ture moyenne de la planète net­te­ment en-dessous de 2°C par rap­port aux niveaux pré-indus­triels et en pour­suiv­ant l’ac­tion menée pour lim­iter l’élé­va­tion de la tem­péra­ture à 1,5°C. Or, un mix gaz 100 % renou­ve­lable per­me­t­trait de divis­er par qua­tre les émis­sions directes. Soit, selon un scé­nario de l’ADEME, 63 Mt CO2/an environ.

Un scé­nario ambitieux mais réal­is­able affir­ment les indus­triels du gaz. Com­ment ? En pro­duisant du biogaz par méthani­sa­tion des déchets organiques, tech­nolo­gie que l’on peut con­sid­ér­er actuelle­ment comme mûre. Se pose toute­fois dans ce cas pré­cis la ques­tion de l’ac­cept­abil­ité. En effet, de nom­breuses voix s’élèvent con­tre l’é­pandage de dige­s­tat, source de nui­sances olfac­tives, et présen­té jusqu’i­ci comme ” un fer­til­isant vert, peu odor­ant, en sub­sti­tu­tion aux engrais chim­iques “. D’autres pointent, notam­ment, du doigt les risques de fuites, soulig­nant que le poten­tiel de réchauf­fe­ment du méthane est 25 fois plus puis­sant que celui du dioxyde de car­bone. Vien­nent ensuite la gazéi­fi­ca­tion de bio­masse sèche et le pow­er-to-gas, qui per­met de pro­duire du gaz de syn­thèse à par­tir du cap­tage de CO2 indus­triel et d’hy­drogène vert pro­duit à par­tir d’élec­tric­ité renou­ve­lable non con­som­mée. Deux tech­nolo­gies en phase de développe­ment et qui devraient mon­ter en puis­sance d’i­ci 2050.

En effet, le gise­ment théorique de ressources pri­maires mobil­is­ables est immense ; son poten­tiel l’est tout autant. Il serait, selon la même étude, au total de 620 TWh dont 390 TWh provenant de la bio­masse (bois et ses dérivés, sous-pro­duits agri­coles, biodéchets, algues), 205 TWh de l’élec­tric­ité et enfin 25 TWh des éner­gies de récupéra­tion (com­bustibles solides de récupéra­tion, hydrogène fatal…). En out­re, il n’en­tre en con­cur­rence ni avec les usages ” matières pre­mières ” (agri­cul­ture, forêt, indus­trie du bois et bio­matéri­aux) ni les usages alimentaires.En prenant en compte les ren­de­ments de con­ver­sion, ce poten­tiel de ressources théorique pour­rait pro­duire jusqu’à 460 TWh de gaz renou­ve­lable injectable dans le réseau dont 30 % proviendrait de la fil­ière de méthani­sa­tion (jusqu’à 140 TWh) , 40 % de la fil­ière de pyrogazéi­fi­ca­tion (jusqu’à 180 TWh) et 30 % grâce au pow­er-to-gas (140 TWh) dans le con­texte d’un mix élec­trique 100 % renou­ve­lable, souligne l’é­tude. La demande qui, de son côté devrait pass­er de 436,5 TWh en 2015 à 293 TWh en 2050 grâce à l’amélio­ra­tion de l’ef­fi­cac­ité énergé­tique, serait ain­si large­ment sat­is­faite. Pour un coût glob­al du gaz renou­ve­lable estimé entre 105 et 153 € du MWh. Des coûts com­péti­tifs, selon l’ADEME, qui estime un prix de 86 € du MWh en 2050 pour le gaz naturel en ten­ant compte d’une taxe car­bone à 200 € la tonne de CO2. En résumé : autonomie en gaz, une ressource renou­ve­lable, des émis­sions de gaz divisées par quatre…

Enfin, des retombées indus­trielles et économiques sig­ni­fica­tives pour le pays et les ter­ri­toires. Le développe­ment mas­sif de gaz renou­ve­lable aurait un impact posi­tif non seule­ment en terme de bal­ance com­mer­ciale — le déficit lié aux impor­ta­tions d’én­ergie pour­rait être réduit, selon l’ADEME, de 60 % en 2035 et 85 % en 2050 — mais aus­si sur l’ensem­ble de l’é­conomie française. En effet, par nature les éner­gies renou­ve­lables en général béné­fi­cient d’un fort ancrage ter­ri­to­r­i­al puisqu’elles per­me­t­tent de val­oris­er des ressources énergé­tiques locales non délo­cal­is­ables. D’ores et déjà, plusieurs col­lec­tiv­ités ter­ri­to­ri­ales s’en empar­ent pour en faire un pili­er majeur de leurs actions en faveur du développe­ment économique et de l’amé­nage­ment des ter­ri­toires. Avec des retombées sig­ni­fica­tives en ter­mes de développe­ment indus­triel, d’in­no­va­tion, d’emploi…

Dans un scé­nario dédié au biogaz, l’ADEME démon­tre la pos­si­ble indépen­dance de l’Hexa­gone, vis-à-vis du gaz fos­sile importé, à hori­zon 2050. Dans ses scé­nar­ios, le biogaz, issu des agrores­sources, con­stituerait à terme 30 % de la pro­duc­tion de gaz renouvelable.

« Les gise­ments en agrores­sources sont, en France, con­séquents et dif­férents selon les ter­ri­toires. Avec une spé­ci­ficité toute­fois : ils sont prin­ci­pale­ment con­sti­tués de ressources agri­coles dont cer­taines peu­vent présen­ter un taux de matière sèche élevé », explique André Pauss, enseignant-chercheur à l’UTC. Or à ce jour, 89 % du parc de méthaniseurs en France fonc­tion­nent grâce au procédé dit de « voie humide », trai­tant par exem­ple des boues de sta­tion d’épu­ra­tion ou du lisi­er bovin, une ressource de près de 20 mil­lions de mètres cubes par an. « D’où l’en­jeu majeur que con­stitue l’in­dus­tri­al­i­sa­tion des procédés par voie solide », ajoute-t-il. En effet, les ressources disponibles sont impor­tantes, par exem­ple 89 mil­lions de tonnes de fumiers bovins par an.

L’ac­céléra­tion des recherch­es en atteste, notam­ment à l’UTC et à Uni­LaSalle qui ont con­sti­tué Solimétha, un groupe­ment d’in­térêt sci­en­tifique dédié à la méthani­sa­tion de sous-pro­duits d’o­rig­ine agri­cole et agro-indus­trielle en voie solide. D’au­tant que les objec­tifs inscrits dans la pro­gram­ma­tion pluri­an­nuelle de l’én­ergie (PPE) et la loi de tran­si­tion énergé­tique (LTE) sont, con­cer­nant le bio­méthane, ambitieux : pass­er de 1,7 TWh en 2018 à 8 TWh en 2023, soit mul­ti­pli­er par près de cinq la pro­duc­tion actuelle en 5 ans et aug­menter le nom­bre de méthaniseurs avec 1 500 instal­la­tions en 2023 con­tre 574 fin 2018. Objec­tifs qui ser­vent autant l’indépen­dance énergé­tique vis-à-vis du gaz fos­sile que le développe­ment durable, par l’u­til­i­sa­tion d’une ressource elle-même renou­ve­lable, et l’en­vi­ron­nement. En effet, la non émis­sion de biogaz dans l’at­mo­sphère et sa val­ori­sa­tion énergé­tique induirait ” une réduc­tion des gaz à effet de serre de 3 % par an, soit une divi­sion par 4 en 2050 », affirme André Pauss. « La val­ori­sa­tion des diges­tats en tant qu’a­mende­ments organique pour l’a­gri­cul­ture, par­ticipe égale­ment de cette démarche de développe­ment durable entraî­nant une forme de cer­cle vertueux », pré­cise Mau­rice Nonus, ingénieur de recherche à l’UTC.

Les chercheurs du GIS Solimétha ne s’in­ter­dis­ent pour­tant pas de tra­vailler en méthani­sa­tion en voie liq­uide, par exem­ple dans le pro­jet Algues 4 Bio­méthane. Ce pro­jet, porté par Uni­LaSalle, l’UTC et GRTgaz, et impli­quant cinq autres parte­naires, vise « la mise au point d’un procédé de co-diges­tion de fumi­er bovin et de micro-algues cul­tivées dans des pho­to­bioréac­teurs afin d’amélior­er la pro­duc­tiv­ité en méthane », souligne de son côté Thier­ry Ribeiro, enseignant-chercheur à Uni­LaSalle. « Là encore, l’on est dans un cer­cle vertueux. Les micro-algues ont besoin d’eau, de lumière et de CO2. Or, la trans­for­ma­tion biologique de la matière organique pro­duit, notam­ment du méthane et du CO2. Le méthane sera injec­té dans le réseau alors que le CO2 sera recy­clé pour pro­duire de nou­velles algues », ajoute André Pauss. Une voie promet­teuse per­me­t­tant, selon lui, d’en­vis­ager une pro­duc­tion à grande échelle. Et de con­clure : « les appli­ca­tions sont nom­breuses. On peut citer, à titre d’ex­em­ple, les trans­ports en com­muns fonc­tion­nant au biogaz par exem­ple. C’est notam­ment le cas de cer­taines lignes de bus à Paris. »

Le pro­jet Val­odim, lancé en 2014, vise à répon­dre aux besoins des agricul­teurs afin de val­oris­er leurs diges­tats de méthani­sa­tion en fer­til­isants adap­tés de ce fait aux con­textes cul­turels locaux, com­péti­tifs et s’in­scrivant dans une logique de développe­ment durable, d’a­gri­cul­ture de pré­ci­sion et d’indépen­dance vis-à-vis du gaz importé.

En effet, dans un scé­nario dédié au biogaz, l’ADEME démon­tre la pos­si­ble indépen­dance énergé­tique de l’Hexa­gone à hori­zon 2050. A con­di­tion de dévelop­per toutes les fil­ières des bioén­er­gies d’i­ci à la moitié du siè­cle. Fil­ières qui pro­duisent, à côté du biogaz (méthane), du dige­s­tat pou­vant être val­orisé à son tour. Ce qui pour­rait con­stituer, pour l’a­gri­cul­ture et les agricul­teurs, un tour­nant majeur mais qui néces­site des investisse­ments con­séquents. La pre­mière devrait ain­si sor­tir du tout « chim­ique » et entr­er dans une approche plus durable de ges­tion des cul­tures et des sols. Les sec­onds prof­it­eraient, notam­ment, d’im­pacts économiques non nég­lige­ables : avec d’une part une baisse du coût des intrants et, d’autre part des revenus com­plé­men­taires issus de la pro­duc­tion de méthane. « Tous les agricul­teurs ne sont pas encore armés pour des investisse­ments, néces­si­tant par­fois dix ans d’amor­tisse­ment. Sur les instal­la­tions en fonc­tion­nement, par exem­ple, on par­lait jusqu’i­ci d’1/3 de réus­site, 1/3 à l’équili­bre et 1/3 d’échecs. Toute­fois, le retour d’ex­péri­ence mon­tre que tant la pro­duc­tiv­ité que la rentabil­ité des instal­la­tions s’améliorent », souligne Mau­rice Nonus, ingénieur de recherche et por­teur du pro­jet Val­odim pour l’UTC. Et de com­par­er la France, pre­mier pays agri­cole dans l’UE, à l’Alle­magne : 390 méthaniseurs agri­coles dans le pre­mier con­tre plus de dix mille dans le sec­ond. C’est dire la marge de pro­gres­sion dont dis­pose notre pays.

« La méthani­sa­tion est un proces­sus naturel qu’on utilise pour val­oris­er les matières organiques résidu­elles. Ce qui débouche sur de la pro­duc­tion de méthane mais aus­si de diges­tats. D’où l’en­jeu majeur de la val­ori­sa­tion de ces derniers, c’est-à-dire recy­cler les élé­ments azotés, phos­pho­rés et car­bonés, les restituer aux sols, afin d’en­tr­er dans une sorte de cer­cle vertueux d’é­conomie cir­cu­laire où presque rien ne se perd et presque tout se trans­forme », explique-t-il. « L’ob­jec­tif ultime du pro­jet Val­odim étant de pro­duire des engrais organo-minéraux qui soient directe­ment util­is­ables par les agricul­teurs avec leurs équipements actuels », ajoute-t-il.

Un enjeu qui n’a pas échap­pé aux ini­ti­a­teurs du con­sor­tium Val­odim qui regroupe une PME, qua­tre ETI (Entre­prise de Taille Inter­mé­di­aire), une GE (Grande Entre­prise) et trois lab­o­ra­toires: TIMR de l’UTC, l’IN­SA (Toulouse) et l’IRSTEA (Rennes). Un enjeu qui n’a pas échap­pé aux pou­voirs publics non plus. Signe de leur intérêt ? Les 4,5 mil­lions d’eu­ros accordés au pro­jet par la Banque Publique d’In­vestisse­ment (BPI), dans le cadre des investisse­ments d’avenir ou encore des pro­jets struc­turants des pôles de com­péti­tiv­ité (PSPC).

Alors que 89 % du parc de méthaniseurs en France fonc­tionne, actuelle­ment, grâce au procédé dit de voie humide, essen­tielle­ment du lisi­er, une par­tie des sub­strats organiques du pays est car­ac­térisée par un fort taux de matière solide. D’où l’en­jeu majeur que con­stituent les recherch­es sur la voie solide. Trois thès­es, co-dirigées par André Pauss et Thier­ry Ribeiro, enseignants-chercheurs respec­tive­ment à l’UTC et Uni­LaSalle, y sont consacrées.

La pre­mière, menée par Maël Merci­er-Huat, porte sur la diges­tion de sous-pro­duits de mytili­cul­ture en voie solide, ou com­ment val­oris­er les moules de bou­chots au cal­i­bre trop petit (< 12 mm d’é­pais­seur) ou cassées et donc impro­pres à la com­mer­cial­i­sa­tion. Ce qui con­cerne, selon les cas, entre 25 et 40 % de la pro­duc­tion. À ce jour, ces sous-pro­duits et copro­duits sont rejetés en mer dans des zones de largage définies. Une évo­lu­tion prévis­i­ble de la lég­is­la­tion dans un sens plus restric­tif oblige la fil­ière conchyli­cole à anticiper afin de trou­ver de nou­velles solutions.

La deux­ième, par Manuel Ale­jan­dro Her­nan­dez Shek, con­cerne l’i­den­ti­fi­ca­tion des con­di­tions opti­males d’opéra­tion d’un procédé de méthani­sa­tion de sous-pro­duits agri­coles par voie solide, en con­tinu et en couloir.

Les instal­la­tions actuelles de méthani­sa­tion, essen­tielle­ment par voie humide, s’adressent à des sub­strats liq­uides ou en sus­pen­sion. Cepen­dant, une grande part des sub­strats organiques sont à fort taux de matière sèche. Dévelop­per des procédés en voie solide fiables et renta­bles con­stitue, de ce fait, un enjeu majeur pour la fil­ière de la méthani­sa­tion. Ce qui n’a pas échap­pé aux trois parte­naires impliqués dans cette recherche : Uni­LaSalle, l’UTC et un indus­triel, Easymétha, qui a dévelop­pé et breveté une inno­va­tion sur un réac­teur en voie solide en couloir ali­men­té en con­tinu pour la val­ori­sa­tion notam­ment des fumiers, dont il existe un pro­to­type indus­triel à Tal­mas (80).

Ces deux thès­es Cifre sont financées par l’As­so­ci­a­tion nationale de la recherche et de la tech­nolo­gie (ANRT) et respec­tive­ment par Cul­tiMer France pour la pre­mière et Easymétha pour la deuxième.

Enfin, la dernière thèse, par Arnaud Coutu, financée par le FEDER et le pro­gramme Mocopée, est inti­t­ulée : « approche sys­té­ma­tique par mod­éli­sa­tion et expéri­men­ta­tion des paramètres d’op­ti­mi­sa­tion de la méthani­sa­tion en voie solide ».

L’ob­jec­tif de ce tra­vail ? Pro­pos­er un out­il pra­tique d’op­ti­mi­sa­tion mul­ti-fac­teurs prenant en compte les com­po­si­tions du sub­strat, ain­si qu’é­tudi­er la mod­éli­sa­tion hydro­dy­namique des écoule­ments de l’inocu­lum au sein du mas­sif solide et de l’in­té­gr­er dans un mod­èle com­plet pour la méthani­sa­tion. Cette étude, effec­tuée sur les sub­strats ter­ri­to­ri­aux des Hauts-de-France, serait trans­pos­able à d’autres sub­strats, spé­ci­fiques à d’autres ter­ri­toires, grâce à un out­il accessible.

10 % de gaz renou­ve­lable dans la con­som­ma­tion de gaz et moins 40% d’émis­sions de gaz à effet de serre : tels sont les objec­tifs inscrits dans le code de l’én­ergie avec la per­spec­tive de con­tenir l’élé­va­tion de la tem­péra­ture moyenne de la planète net­te­ment en-dessous de 2°C et de pour­suiv­re l’ac­tion menée pour lim­iter l’élé­va­tion de la tem­péra­ture à 1,5°C. Or, selon un scé­nario de l’ADEME, un mix gaz 100 % renou­ve­lable per­me­t­trait d’éviter les émis­sions directes d’en­v­i­ron 63 Mt de CO2 par an.

Tant pour l’ADEME que GRDF et GRTgaz, cet objec­tif est tout-à-fait réal­is­able. A con­di­tion de pass­er à l’in­dus­tri­al­i­sa­tion des procédés, par­ti­c­ulière­ment, des trois grandes fil­ières de pro­duc­tion de gaz renou­ve­lable que sont : la méthani­sa­tion, la pyrogazéi­fi­ca­tion et le pow­er-to-gas. D’au­tant que ces fil­ières ne man­quent pas de ressources disponibles dans le pays. Autre par­tic­u­lar­ité de la France : con­cer­nant la méthani­sa­tion, les gise­ments util­isés n’en­trent pas en con­cur­rence avec les usages ali­men­taires, comme la méthani­sa­tion du maïs en Allemagne.

La méthanisation

Il s’ag­it de la trans­for­ma­tion biologique de la matière organique en biogaz (méthane et gaz car­bonique) et diges­tats, grâce à une com­mu­nauté micro­bi­enne fonc­tion­nant en mode anaéro­bie. Pre­mière fil­ière de pro­duc­tion de gaz renou­ve­lable à ce jour, elle compte 574 instal­la­tions en France, basées, pour l’essen­tiel, sur des procédés de méthani­sa­tion en voie humide. Une autre approche pour une par­tie des gise­ments disponibles en France, car­ac­térisés par un fort taux de matière sèche, est la méthani­sa­tion en voie solide. D’où l’in­ten­si­fi­ca­tion des recherch­es menées, notam­ment par l’UTC et Uni­LaSalle dans le cadre d’un groupe­ment sci­en­tifique, sur de nou­veaux procédés de traite­ment en voie solide. On peut not­er que les opéra­teurs de réseaux de dis­tri­b­u­tion de gaz et le SER (syn­di­cat des éner­gies renou­ve­lables) ont pro­posé une accéléra­tion du développe­ment des gaz renou­ve­lables, fix­ant un objec­tif réal­iste de 60 TWh pour 2028, dont plus de 50 TWh de bio­méthane issu de méthani­sa­tion. Selon l’ADEME, la méthani­sa­tion cou­vri­rait à terme 30 % du mix de gaz renouvelable.

La pyrogazéification

Riche en gise­ments forestiers, la super­fi­cie forestière est de 16,9 mil­lions d’hectares en Métro­pole, soit 31 % du ter­ri­toire, le pays aurait tout intérêt à dévelop­per une fil­ière de pyrogazéi­fi­ca­tion qui, selon les scé­nar­ios de l’ADEME, serait en capac­ité de pro­duire près de 40 % du mix de gaz renou­ve­lable. Les principes de la gazéi­fi­ca­tion ? Elle con­siste à porter les sous-pro­duits sylvi­coles à des tem­péra­tures com­pris­es entre 900 et 1200 °C. A la fin du proces­sus, on a d’une part un résidu solide (frac­tion minérale des déchets appelé biochar) et, d’autre part un gaz de syn­thèse, appelé syn­gaz. Ce syn­gaz peut être trans­for­mé en méthane grâce à un procédé chim­ique ou biologique (procédé de méthanation).

Le power-to-gas

L’élec­tric­ité ne se stocke pas. Or, à cer­taines péri­odes, l’élec­tric­ité pro­duite, notam­ment, par les champs éoliens ter­restres, marins ou les cen­trales solaires n’est pas inté­grale­ment con­som­mée. Nos voisins ayant les mêmes con­di­tions cli­ma­tiques, elle ne peut être exportée non plus. D’où l’in­no­va­tion tech­nologique que con­stitue le power-to-gas.Le principe ? Trans­former l’élec­tric­ité en hydrogène par élec­trol­yse de l’eau. Ensuite, il s’ag­it de com­bin­er l’hy­drogène à du dioxyde de car­bone (CO2) pour obtenir du méthane de syn­thèse, par un proces­sus de méthanation.

Le magazine

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