Délégué territorial GRTgaz en Centre Atlantique
Actu-environnement : Comment est né le projet West Grid Synergy ?
Amaury Mazon : Le projet West Grid Synergy (1) est lié au fait que, sur deux grands territoires de Bretagne et du Pays de la Loire, un ensemble de projets de méthanisation ne trouvaient pas de débouchés énergétiques à cause de la capacité limitée du réseau. Le territoire de Pontivy, dans le Morbihan, compte cinq projets d'injection représentant une production de 750 à 1.250 m3/h de biométhane, soit 70 à 130 GWh. Or, la consommation ne permet pas d'absorber cette production, en particulier l'été. Dans le pays de Pouzauges et celui des Mauges en Vendée, 10 à 15 projets de méthanisation sont dans les cartons. Ils pourraient représenter 40% de la consommation de ce territoire qui compte 36 communes, 150.000 habitants, pour un réseau de transport de 150 km.
Notre objectif était de trouver des solutions adaptées en travaillant avec les gestionnaires de réseau de distribution, les syndicats d'énergie… Nous souhaitions notamment expérimenter la technologie de rebours, qui permet de remonter la production de biométhane injecté du réseau de distribution vers le réseau de transport grâce à des installations de compression. L'idée est que, lorsque la production de biométhane est supérieure à la consommation locale, nous puissions la faire remonter sur le réseau de transport pour l'élargir à la consommation départementale ou régionale. A terme, le biométhane remonté pourra également être acheminé jusque dans les sites de stockage des opérateurs Storengy ou TIGF. Aujourd'hui, 15 installations de stockage fonctionnent sur le territoire français. Historiquement, elles stockaient le gaz l'été pour couvrir la consommation hivernale. Dans notre cas, il s'agirait de mettre à disposition ces infrastructures pour mieux intégrer le biométhane au réseau et contribuer à la transition énergétique. Les capacités de stockage représentent 130 TWh, soit près d'un tiers de la consommation nationale.
AE : Quand seront mis en service ces projets ? Sont-ils complémentaires à d'autres solutions "smart" ?
AM : Ces projets seront mis en service en 2019. Nous priorisons la valorisation énergétique sur le territoire (pilotage, développement d'usages pertinents…), avant de remonter le surplus de méthane via les installations de rebours. C'est une analyse que nous menons avec les gestionnaires du réseau de distribution. En Bretagne, en plus du rebours, GRDF maillera les réseaux du territoire pour foisonner la consommation des communes. En Pays de la Loire, le Syndicat intercommunal d'énergies de Maine-et-Loire (Siéml) et le gestionnaire de réseau de distribution Soregies portent un projet complémentaire : créer un réseau de distribution pour connecter trois projets de méthanisation éloignés du réseau et un industriel.
Une fois que nous aurons travaillé sur les infrastructures de rebours, nous souhaitons aller plus loin dans l'adaptation de nos réseaux en s'appuyant sur le couple producteurs/consommateurs. En leur fournissant les bonnes informations en temps réel, nous pouvons limiter le rebours, qui intervient en dernier recours. Afin d'optimiser leur chiffre d'affaires ou pour des contraintes d'exploitation, les producteurs de biométhane peuvent être amenés à faire varier leur production au cours du mois. Pour ce faire, les producteurs ont besoin de données en temps réel ou d'éléments de prévision de consommation. Le projet West Grid Synergy ambitionne également de travailler sur la mise à disposition de ces informations via une plateforme de données.
Le syndicat départemental d'énergie et d'équipement de la Vendée (Sydev) a lancé Smart Grid Vendée (2) qui porte notamment sur une plateforme d'agrégation de données. Idem pour le projet Smile, porté par les régions Bretagne et Pays de la Loire. Nous allons nous nourrir de ces expérimentations et faire progresser notre capacité de pilotage du réseau. Le développement de projets de production décentralisés interroge le réseau gazier qui est, historiquement, unidirectionnel. Jusque-là, nous étions livreurs de gaz. Désormais, nous devons penser en flux inversés, et tendre vers un réseau bidirectionnel.
Nous menons aussi des réflexions autour du stockage local par les consommateurs, à l'image de ce qui a été réalisé sur le réseau de chaleur de Brest par exemple, où une installation de stockage d'eau chaude a été déployée sur le campus de l'université de Bretagne occidentale. On pourrait imaginer également ce type de service avec les stations de carburants GNC [gaz naturel compressé].
AE : Quels seront les besoins à terme ?
AM : L'écart moyen de consommation de gaz entre l'hiver et l'été est de 1 à 8. La loi de transition énergétique prévoit de porter la part de biométhane à 10% de la consommation nationale de gaz en 2030. Dans de nombreux endroits, le réseau sera saturé. En 2025, on estime que 30 installations à rebours seront nécessaires. Nous lançons des travaux par territoire pour affiner ces données. Alors que le système électrique a un exercice de planification du développement de réseau en lien avec les énergies renouvelables, les S3RENR, il n'en existe pas pour le gaz. C'est une réflexion que nous ouvrons.
