"Nous estimons qu'il faudrait multiplier par entre deux et trois la dynamique actuelle d'émergence des projets (1) pour sécuriser l'objectif fixé de 8 TWh en 2023, projette Christophe Bellet, directeur du projet biométhane au sein de GRDF. D'ici 2020, nous approcherons des 3 TWh".

La loi de transition énergétique (2) a en effet fixé un objectif national de 10% de gaz renouvelable dans les consommations à l'horizon 2030. Pour y parvenir, la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) a notamment fixé des objectifs de production pour l'injection de biométhane de 1,7 TWh/an en 2018 et de 8 TWh/an en 2023.

Une frilosité des organismes bancaires

"Parmi les obstacles à l'émergence de projet, figure le financement des projets portés par différents acteurs, pointe Christophe Bellet. Nous pâtissons encore des difficultés qu'a connu la cogénération biogaz : les organismes bancaires sont très frileux".

Pour les rassurer, la filière souhaiterait voir évoluer les règles fixées. Tout d'abord, elle appelle à pouvoir annualiser la quantité de gaz injecté dans le réseau. Aujourd'hui, pour pouvoir bénéficier du tarif d'achat, les sites ne doivent pas dépasser une certaine quantité par mois.

"Le problème se pose quand le site est confronté à un aléa technique pendant un mois, il ne peut pas le récupérer sur le reste de l'année, car borné par la quantité injectée par mois, explique Christophe Bellet. Cette mesure est en discussion auprès des pouvoirs publics".

La filière vise également l'allongement de la durée du contrat d'achat de 15 à 20 ans. "Aujourd'hui ce qui peut tirer la consommation de biométhane, c'est la consommation de gaz vert comme carburant", estime Christophe Bellet. Pour ce dernier, cet essor passe par une exonération du GNV et du BioGNV de la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE).

Gérer les contraintes du réseau

La filière doit gérer et anticiper deux principales contraintes du réseau. Elle doit faire face à la distance de certains porteurs de projets du réseau. L'éloignement pèse lourd sur les coûts de raccordement. "Ce n'est alors pas évident de rentabiliser le projet, indique Christophe Bellet. Or, les projets agricoles sont plutôt éloignés des réseaux comme les réseaux de gaz se sont plutôt développés dans l'urbain et le péri-urbain". Ce point devrait s'améliorer avec une disposition de la loi relative aux énergies renouvelables (EnR) et à l'autoconsommation qui prévoit que les frais de raccordement puissent être pris en charge jusqu'à 40% par le distributeur. La filière table sur une mise en œuvre au second semestre 2017, après la parution de son arrêté et son décret d'application. "Nous travaillons avec la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) sur la rédaction de ces décrets et arrêtés, précise Christophe Bellet. Nous appelons de nos vœux la continuité des actions engagées l'année dernière au delà des échéances électorales car c'est un thème majeur qui transcende l'éventuel changement de majorité politique".

La seconde limite avec laquelle la filière doit composer est la consommation moindre de gaz en été. Pour que le volume de production ne dépasse pas le volume de consommation, aujourd'hui la solution la plus simple est de réduire l'injection des installations de production de biométhane. "Si un site d'injection se positionne sur une maille de distribution où il y a peu de consommateurs estivaux, comme les industriels, le porteur de projet sera économiquement bloqué en débit puisqu'il dimensionne son installation pour une production annuelle".

Développer des technologies de rebours

Pour accompagner la montée en charge du biométhane injecté dans le réseau avec cette contrainte, la filière envisage deux options. Tout d'abord, elle compte passer par une solution de maillage. L'idée serait de jouer avec la consommation des différentes mailles de distribution. La seconde possibilité passe par des technologies de compression du gaz vers le réseau amont appelées "rebours". Le gaz circule en sens inverse des mailles de distribution : des pressions faibles vers des mailles de distribution avec des pressions de plus en plus élevées jusqu'au réseau de GRTgaz. Cette poussée vers des étages de pression plus élevés permet d'accéder à des zones de consommation plus larges. "C'est une façon structurelle d'améliorer le réseau pour injecter de plus en plus de gaz notamment en vue de l'échéance de 2030 avec un objectif de 10% de biométhane dans les réseaux et 2050 plus de 30%", note Christophe Bellet.