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Objectif 100% gaz renouvelable

05 Fév. 21

Le 100% gaz vert est possible à l’horizon 2050, s’accordent à dire Thierry Trouvé, DG de GRTGaz et Edouard Sauvage, DG de GRDF. A l’appui de cette prise de position, l’étude réalisée par l’Ademe en 2018 que David Marchal retrace brièvement : notre consommation nationale de gaz est aujourd’hui de 300 TWh ; si l’on part de 140 TWh de gisements de biomasse exploitables en 2010, il faudra compter avec 600 TWh de gisements en 2050. Ceux-ci seront transformables en 460 TWh de biogaz avec des rendements de 30% pour la méthanisation, 40% pour la pyrogazéïfication et 30% pour le power to gaz (méthanation). Le coût de l’adaptation des réseaux (compression rebours) s’élève à seulement 3 euros le MWh.

L’objectif annoncé de 10% de gaz renouvelable en 2030 est déjà atteint dans certains départements (Landes par exemple). En Hauts-de-France, si l’on est à 0,8% en 2020, le taux de gaz vert atteindra 6,2% d’ici 2 à 3 ans. La méthanisation avec injection joue le rôle de locomotive avec 3,7 TWh produits par an sur plus de 200 sites en France, mais les gisements ne sont pas infinis.
La technologie de pyrogazéfication a stagné ces 10 dernières années note David Marchal, mais pour Thierry Trouvé, des perspectives s’ouvrent avec des pilotes comme le projet Synthane développé à Compiègne par GRTGaz et ETIA à partir de biomasse sèche et CSR ou encore la plateforme R&D Gaya à Saint Fons développée par Engie. La gazéification hydrothermale intéresse quant à elle la matière organique humide. Le principe consiste à diluer la biomasse pour la porter à haute température et forte pression jusqu’au stade où les minéraux précipitent et les molécules carbonées se fractionnent en méthane et hydrogène. Les TRL sont encore faibles mais des projets pilotes pourraient amener la technologie à maturité. Ces deux voies permettent de valoriser des déchets sous forme de gaz avec des rendements meilleurs que lorsque l’énergie issue de leur incinération est convertie en électricité.

Thierry Trouvé constate 30 demandes de raccordement en 2020 pour des projets en lien avec l’hydrogène ou les gaz de synthèse. Trois voies s’offrent à l’hydrogène : l’injection au réseau de gaz, la transformation en gaz de synthèse (méthanation), le réseau dédié. L’hydrogène a son rôle propre à jouer et ne doit pas être considéré comme un prolongement de l’électricité ou du gaz naturel : le gaz a une puissance instantanée dont l’industrie a besoin, il est également plus facilement transportable, à un coût moindre que l’électricité. Plusieurs projets de « dorsales » hydrogène dédiées sont à l’étude (voir schéma ci-dessous) à partir de réutilisation de réseau GN existants et coating interne des canalisations. Un réseau propre à l’hydrogène permettra d’organiser un marché de l’hydrogène entre des pays « solaires » fortement producteurs d’hydrogène à partir d’électricité photovoltaïque et des pays consommateurs comme l’Allemagne.

Le mix énergétique entre les sources décarbonées d’énergie est donc souhaitable. Si le gaz est plus cher au KWh que l’électricité, encore faut-il lui reconnaître sa fonction supplémentaire spécifique qu’est le stockage à grand échelle. Seul le gaz permet de répondre aux forts besoins énergétiques en hiver (4 fois plus élevés qu’en été) lorsque que le réseau électrique est saturé. Demain ce gaz sera vert, aucune raison de s’en priver.

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