Author Archives: Lionel

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PROFIL ET EMPLOI EN MÉTHANISATION

Interview Lionel Tricot

Propos recueillis par Philippe Collet au Salon ExpoBiogaz à Lille (juin 2019)


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LE CADRE RÉGLEMENTAIRE POUR L’HYDROGÈNE SE PRÉCISE

En juin 2018 le gouvernement a présenté un plan hydrogène visant à accélérer le développement de ses applications pour la mobilité et le stockage de l’énergie. Les députés de la commission des Affaires économiques ont adopté plusieurs mesures pour encourager et encadrer le développement de l’hydrogène décarboné lors de l’examen du projet de loi Énergie Climat.

L’Hydrogène a maintenant un droit d’accès aux réseaux

La loi relative à l’alimentation et l’agriculture (Egalim) a instauré en mai 2018 un droit d’accès aux réseaux de gaz naturel pour les producteurs de biogaz. Lors de l’examen de la loi énergie climat cette année, les députés ont adopté un amendement pour étendre ce droit « à tout type de gaz renouvelables ou issus d’énergie de récupération destinés à être injecté » . Cet élargissement concerne notamment le méthane de synthèse produit par méthanation et l’hydrogène en mélange.

Le gouvernement a sous-amendé cette disposition afin d’assurer que cette mesure ne perturbe pas la sécurité des réseaux et son fonctionnement.

« L’injection d’hydrogène dans les infrastructures de gaz naturel soulève un certain nombre de contraintes techniques, tout particulièrement au-delà d’une certaine concentration. (…) Il est donc nécessaire de préciser que l’accès des producteurs de gaz renouvelables et de gaz de récupération aux infrastructures de gaz naturel est subordonné à la nécessité de préserver le bon fonctionnement et le niveau de sécurité des infrastructures ».

Un cadre réglementaire par voie d’ordonnance

Le gouvernement a également proposé un amendement permettant de mettre en place par ordonnance un cadre législatif et réglementaire spécifique à l’hydrogène, qui a été adopté par les députés.

 « L’hydrogène va occuper une place de plus en plus importante dans le mix énergétique, soit en usage direct (pour l’industrie, pour la mobilité), soit comme outil de flexibilité pour les réseaux. Pourtant, aucune disposition du code de l’énergie ne permet à ce jour de distinguer l’hydrogène renouvelable ou décarboné de l’hydrogène produit à partir d’énergies fossiles, ni d’en assurer la traçabilité »

Après concertation avec la filière, le gouvernement prévoit donc de présenter une ordonnance visant à définir la terminologie des différents types d’hydrogène, de permettre sa production, son transport, son stockage et sa traçabilité.Le gouvernement va également définir un cadre de soutien applicable à l’hydrogène produit à partir d’énergies renouvelables. Un dispositif de garanties d’origine sera mis en place.

Le dispositif de garanties d’origine

Sur ce dernier point, les députés ont adopté plusieurs dispositions. Il s’agit d’abord de mettre en cohérence les dispositifs de garanties d’origine du biogaz injecté dans le réseau de gaz naturel et de l’électricité d’origine renouvelable.

« Il permet d’éviter que le consommateur ne soit amené à payer plusieurs fois le biogaz injecté dans le réseau de gaz naturel (une première fois à travers les taxes qui alimentent le compte d’affectation spéciale « Transition énergétique » et une deuxième fois à travers notamment les offres de fourniture de gaz naturel dites « vertes ») ».

Ainsi, un organisme sera chargé de la délivrance, du transfert et de l’annulation des garanties d’origine du biogaz injecté dans le réseau de gaz naturel. Les producteurs de biogaz bénéficiant d’une obligation d’achat ne pourront pas bénéficier de garanties d’origine, comme c’est déjà le cas pour l’électricité renouvelable. Dans ce cas, les garanties d’origine seront mises aux enchères par le ministre chargé de l’énergie.

L’amendement adopté prévoit par ailleurs qu’à compter du 30 juin 2021, les garanties d’origine provenant d’autres pays membres de l’Union européenne seront reconnues de la même manière qu’une garantie d’origine liée à une unité située sur le territoire national.


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DEVELOPPEMENT FILIERE BIOGAZ EN AUVERGNE RHONE-ALPES

L’Etat, la Région Auvergne-Rhône-Alpes ainsi que six autres partenaires viennent de s’engager à doubler le nombre d’unités de méthanisation sur le territoire régional d’ici à 5 ans. L’objectif est d’implanter ces nouveaux équipements au plus près des gisements d’intrants.

« Nous réalisons là un acte d’engagement fort qui conditionne en partie la réussite de la transition énergétique dans notre région ». C‘est en ces termes qu’Eric Fournier, vice-président du Conseil régional d’Auvergne-Rhône-Alpes délégué à l’environnement, a présenté la charte de partenariat 2019/2023 pour le développement de la méthanisation dans la région.

Ce partenariat qui réunit l’Etat, la Région, l’ADEME, la Chambre régionale d’agriculture, GRDF Sud-Est, GRT Gaz Rhône-Méditerranée, l’Agence de l’Eau Rhône Méditerranée Corse, Auvergne Rhône-Alpes Energie Environnement et Bpifrance financement prévoit d’accompagner l’installation de 90 nouveaux méthaniseurs d’ici 2023 sur la région, soit deux fois plus qu’aujourd’hui. Ces installations permettraient alors d’injecter 1075 GWh de biogaz dans le réseau contre 120 GWh aujourd’hui.

Potentiels significatifs

Pour relever ce défi, les partenaires entendent capitaliser sur le travail qu’ils ont mené dans le cadre de la première charte visant à dynamiser la méthanisation sur les 5 dernières années.

« Nous avons amorcé la démarche, nous pouvons compter sur des retours d’expériences et nous avons identifié beaucoup d’utilisateurs potentiels. Nous avons donc une chaîne d’acteurs complète », fait valoir Christine Mesurolle, adjointe au secrétaire général pour les affaires régionales de la région Auvergne-Rhône-Alpes.

En développant cette filière, les acteurs régionaux estiment ainsi être à la tête d’un potentiel important d’énergie renouvelables, mais aussi d’un potentiel tout aussi significatif « d’emplois non délocalisables ».

Pour autant, aucun ne chiffre le nombre d’emplois susceptibles d’être créés par cette filière, mais en revanche, tous assurent que de nombreux projets sont prêts.

« La Région a déjà apporté son soutien financier à 12 projets sur les quatre premiers mois de l’année », souligne Eric Fournier.

Localiser au plus près des intrants

Même s’il s’agit d’aller vite compte-tenu des enjeux climatiques, les signataires de la charte souhaitent initier une véritable stratégie de développement pour cette filière. Objectif : la « territorialiser » le plus finement possible en fléchant les implantations de méthaniseurs au regard du potentiel d’intrants.

« Nous les avons identifiés à l’échelle des EPCI, nous allons encore affiner », assure Eric Fournier.

Ainsi, chaque projet qu’il soit porté par une collectivité ou des acteurs privés, souvent des agriculteurs, devrait être envisagé en fonction du potentiel présent sur place de déchets, boues d’épuration, et autres effluents d’élevage et résidus de culture constituants la matière première des méthaniseurs.

Reste à mobiliser des financements pour ces installations plutôt coûteuses et pas immédiatement rentables. Là encore, les partenaires assurent que leur travail en commun vise aussi à trouver des solutions pour financer ces installations. Des subventions, des avances remboursables et des prêts sans garantie peuvent ainsi être mobilisés par les porteurs de projet.

Néanmoins, même si les neuf partenaires n’entendent pas relâcher leurs efforts, tous estiment que la méthanisation devra rapidement trouver son modèle économique et voler de ses propres ailes.

Source : Françoise SIGOT


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ISDND : DECRET COMPLEMENT DE REMUNERATION

Le Décret n° 2019-527 du 27 mai 2019 modifiant l’éligibilité au complément de rémunération et à l’obligation d’achat a été publié au Journal officiel du 29 mai 2019.
Ce décret aménage l’éligibilité au complément de rémunération (> 500 kW) et à l’obligation d’achat (< 500 kW) afin se mettre en conformité avec la décision de la Commission européenne d’autoriser le soutien à la production d’électricité à partir de biogaz de décharge, dans la limite de 60 MW.
Une date butoir et un seuil de puissance installée cumulée sont prévus par le décret : les ISDND ne seront plus éligibles au tarif d’achat ou au complément de rémunération dès lors que la somme des puissances installées figurant dans les demandes complètes de contrat mentionnées à l’article R. 314-3 atteint 60 MW et, dans tous les cas, au plus tard le 31 décembre 2020.
Par ailleurs, le décret supprime l’article D. 314-25 du code de l’énergie qui prévoyait la possibilité pour les ISDND de signer un deuxième contrat de complément de rémunération après une première période contractuelle de 15 ans.


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ANIMATION TABLE RONDE EXPO BIOGAZ 2019

ELANOR Consulting animera une table ronde sur le financement de projet de méthanisation le 13 juin à Lille au salon Expo Biogaz.

10h20 Préparer et anticiper un chantier de méthanisation – Préparer votre projet d’injection et votre demande de financement
Jérôme HOERNER, CICCrédit Mutuel
10h35
Comment financer votre installation de méthanisation à la ferme ?
Olivier CAUET, Caisse Régionale Nord de France du Crédit Agricole
10h50
Financement des projets agricoles vu par les agriculteurs méthaniseurs et de la Chambre d’agriculture des Hauts de France en 2019
Arnaud ETIENNE, Chambre d’agriculture des Hauts de France Francis CLAUDEPIERRE, Président de l’AAMF
11h15
Montage des financements de projets – Participation du constructeur au capital « des sociétés de projet »
Philippe SPANNAGEL, Naskeo Environnement
11h30
Achat de biogaz brut ou comment nouer un partenariat pour minimiser vos risques et optimiser la valorisation de votre biogaz
Arnaud de VERON, AIR LIQUIDE
11h45
SRADDET, Schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires en Auvergne Rhône-Alpes pour la méthanisation : quels fonds d’investissements régionaux ?
Lionel CATRAIN, Référent Climat Air Energie du SRADDET Région Auvergne Rhône-Alpes
12h
Table-ronde sur le financement des projets avec les intervenants de la matinée
animée par Lionel TRICOT, ELANOR



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EMPLOIS FILIÈRE BIOGAZ

Selon Biogaz Vallée, la filière biogaz en France a besoin de renforts pour soutenir les projets de méthanisation. Mais ces recrutements restent en attente de la finalisation de la PPE.

La première mouture de la PPE présentée fin février a suscité l’incompréhension et le mécontentement des professionnels de la filière biogaz en France. Car l’objectif de fournir 10% de la consommation totale de gaz grâce au biogaz a été abaissé à 7%. Et la filière en visait même 30%. Cet objectif nettement revu à la baisse n’est pas sans conséquence pour le secteur. Et les emplois qui devaient être créés dans la foulée sont en liste d’attente. C’est le constat réalisé par le cluster Biogaz Vallée qui regroupe près de 80 professionnels du filon tels qu’Engie, Gaseo ou encore GRDF entre autres.

Il faut dire que la PPE a automatiquement mis en file d’attente nombre de projets de créations de méthaniseurs. L’an passé, plus d’une centaine d’installations ont vu le jour et 80 unités en cogénération également. Soit près de 200 unités supplémentaires qui viennent s’ajouter au 788 existantes. De fait, les besoins en main d’œuvre sont déjà bel et bien réels. D’autant que nombre de projets doivent éclore en cette année 2019.

Pour Grégory Lannou, directeur de Biogaz Vallée « Avec le nombre de projets qui sortent et qui sont dans les cartons, nous aurons une dynamique d’emplois forte en 2019 ». Forte oui mais pour autant que la version finale de la PPE rehausse l’objectif de 7% à au moins 10%.

Des recrutements sur des postes qualifiés des métiers du biogaz

Grégory Lannou explique que les entreprises qui vont avoir de besoin de renforcer leurs effectifs sont celles «  positionnées sur le traitement du gaz et le suivi d’exploitation« En conséquence les profils les plus recherchés sont « les ingénieurs procédés de biogaz – en bureau d’études, chez un développeur ou un constructeur -, les responsables d’exploitation de site de méthanisation et les techniciens maintenance, détaille Jean-Philippe Burtin, directeur général du cabinet de recrutement Borea. Les profils recherchés sont à 70 % des ingénieurs et des profils Bac + 2, Bac + 3, en IUT maintenance pour les postes de techniciens.« 

Mais en l’état actuel de la PPE, l’heure est à l’expectative. Car cette belle dynamique de recrutements est conditionnée à la version finale de la PPE. En cause les objectifs décevants de la première mouture, tant sur la part du biogaz dans le bouquet énergétique français que sur la baisse des coûts : « Si sont maintenus les objectifs à la baisse et la réduction des coûts tels que prévus dans le projet actuel, le nombre de projets va chuter, certains projets en file d’attente pourraient ne pas voir le jour et l’emploi dans la filière pourrait stagner voire reculer”.


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DEVELOPPEMENT DES ENR EN FRANCE

Fin 2018, le parc électrique renouvelable français atteint près de 51,2 GW. C’est 99 % de l’objectif fixé par la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). L’éolien en particulier, continue son fort développement.

La PPE prévoyait un parc renouvelable d’une puissance globale de 51,7 gigawatts (GW) fin 2018. Selon le Panorama de l’électricité renouvelable en 2018, le parc atteint 51,17 GW au 31 décembre. Au cours de l’année, 2 494 mégawatts  (MW) d’énergies renouvelables ont été raccordés au réseau électrique.

En 2018, la production d’électricité d’origine renouvelable atteint 108,7 térawattheures (TWh). Soit une augmentation de 21,9% par rapport à 2017. Les ENR ont couvert 22,7 % de la consommation électrique de l’année, contre 18,5 % en 2017. Dans le détail, l’hydraulique couvre 13,1 % de cette consommation, l’éolien 5,8 %, le solaire 2,1 % et les bioénergies 1,6 %. L’année est bonne dans toutes les filières : la production éolienne est en hausse de 15,3 %, celle du solaire de 11,3 % et celle de l’hydraulique de 30 %.

Fin 2018, le parc hydroélectrique atteint 25,5 GW, l’éolien 15,1 GW, le solaire 8,5 GW et les bioénergies 2 GW. Les nouveaux raccordements ont été importants. Si le parc hydroélectrique est resté stable, l’éolien a gagné 1 559 MW. C’est la deuxième meilleure année pour la filière, après le record historique de 2017 à 1 788 MW. L’objectif de la PPE 2018 pour l’éolien est ainsi dépassé de 108 MW.

Côté solaire le taux de raccordement reste stable, avec 873 MW de raccordés, contre 881 MW en 2017. La hausse n’est cependant pas assez importante pour atteindre l’objectif de la PPE. Celui-ci est atteint à seulement 84 % : il était fixé à 10,2 GW. Il faudra renouer avec des niveaux de développements plus importants pour espérer atteindre les objectifs de la PPE 2023 : un parc solaire compris entre 18 et 21 GW.

Quelques filières restent à la traîne. Une seule éolienne flottante de 2 MW est installée en mer, alors que l’objectif de la PPE était d’atteindre 500 MW fin 2018. Trois gigawatts sont toutefois bien en projet, en vue d’atteindre l’objectif bas de la PPE 2023. La méthanisation électrique peine également à se développer, ainsi que la production d’électricité à partir de biogaz issu de décharge ou de station d’épuration. Les opérateurs valorisent plutôt le biogaz et le biométhane sous forme de chaleur ou dans les transports.

Source : technique de l’ingénieur


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PARTENARIAT

L’ADEME et GRDF ont annoncé avoir renouvelé leur partenariat pour développer le filon du gaz renouvelable en France. Un partenariat qui s’étend sur trois années supplémentaires.

Alors que la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) allait être présentée le 25 janvier, l’ADEME et GRDF ont pris les devants en renouvelant leur partenariat en faveur du développement du gaz renouvelable en France deux jours auparavant : biogaz et hydrogène renouvelable entre autres.

Les deux acteurs ont paraphé conjointement un document dans lequel ils s’engagent à travailler de concert afin de mettre en place des solutions innovantes ayant recours au gaz naturel et aux gaz renouvelables. Si la PPE a déçu des acteurs de la filière biogaz du fait d’un manque ambition clair, l’ADEME et GRDF poursuivront néanmoins leur collaboration dans le but de développer et de pérenniser la filière biogaz et méthanisation.e

Dans un communiqué commun, les deux acteurs expliquent : « L’ADEME et GRDF travailleront conjointement sur plusieurs études pour valoriser les atouts environnementaux de la filière bioGNV (Gaz naturel véhicule issu du biométhane) : dispositifs techniques pour garantir la traçabilité du bioGNV jusqu’à l’utilisateur final, mécanismes de prise en compte du bilan CO2 du bioGNV et des autres biocarbures, outil d’estimation des gains pour la collectivité de privilégier les transports par autocars au GNV/BioGNV… »

Ce qui ressort également du partenariat est le contre-pied qu’il prend en comparaison avec la PPE rendue publique le 25 janvier. Pour rappel, la PPE prévoit une consommation de biogaz égale à 7% (et non plus 10%) à l’horizon 2030. De leurs côtés, l’ADEME et GRDF voient beaucoup plus loin en envisageant un scénario allant vers un « mix de gaz 100% renouvelable en 2050 ». Une piste creusée l’année dernière et qui a un écho particulier en ce début d’année.

Parmi les nombreuses pistes de travail figurent en bonne place la mise au point de solutions innovantes quant aux logements collectifs associant énergie renouvelable et gaz naturel. Le secteur de l’industrie fera également l’objet d’importants travaux de réflexion dans le but d’optimiser la consommation d’énergie et de réduire les émissions de CO2.

Dernier point et non des moindres, l’ADEME et GRDF entendent apporter leur soutien technique et opérationnel aux collectivités locales afin de les mettre dans les meilleures dispositions possibles pour stimuler la production, l’utilisation et la distribution de gaz renouvelable dans les territoires. Et ce via notamment un guide ad hoc : « Mobiliser les schémas directeurs énergie pour optimiser le mix énergétique territorial ».


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AVENIR DU BIOGAZ

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Les acteurs du biogaz dénoncent une baisse de soutien du gouvernement au développement de la filière biogazz, prévu dans le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) publié le 25 janvier. La nouvelle PPE prévoit de baisser de 10 % (un taux fixé par la loi de transition énergétique de 2015) à 7 % la part de biogaz (injecté ou utilisé directement) dans la consommation totale de gaz, à l’horizon de 2028-2030. Pourtant, les acteurs de la filière portaient un objectif de 30 % du biométhane injecté en 2030.

Le projet de PPE prévoit le maintien du tarif d’achat du biométhane en guichet ouvert pour les installations de petite taille (dont le seuil reste à définir). Comme pour le photovoltaïque : plus il y aura de projets, plus ce tarif d’achat sera revu à la baisse. Mais la PPE prévoit aussi une diminution du prix d’achat du biométhane injectéé pour les installations sous appels d’offres. Ces appels d’offres seront dimensionnés sur la base d’un tarif de référence de 67 euros par mégawattheure (€/MWh) en 2023 puis à 60 €/MWh en 2028.

Un tarif maximal sera fixé à 87 €/MWh en 2023 et 80 €/MWh en 2028. Deux appels d’offres seront lancés chaque année pour un objectif de production de 350 gigawattheures (GWh) par an chacun. Si le prix moyen d’achat « n’est pas atteint, les volumes alloués seront réduits afin de ne pas dépasser le niveau de dépense publique visé », prévient le gouvernement.

Aujourd’hui la méthanisation coûte 95 euros/MWh et jusqu’à 125 €. L’Etat conditionne donc le développement du gaz vert à une baisse des coûts de production de 30 % en cinq ans.D

La place des gaz renouvelables dans la PPE a été naturellement débattue au salon Biogaz Europe à Rennes. Elle a fait l’objet d’une table-ronde, le 30 janvier, rassemblant les acteurs. Tous critiquent ces contraintes budgétaires et craignent pour l’avenir de la filière.

Malgré ces signaux défavorables, la filière y croit encore. Si aujourd’hui 78 sites injectent du biométhane, près de 600 projets sont actuellement en file d’attente des gestionnaires de réseaux, soit une capacité de 12 TWh. «  Ces projections vont au-delà des objectifs de la PPE qui prévoit de porter le volume de biométhane injecté entre 14 et 22 térawattheures (TWh) en 2028, contre 0,4 TWh en 2017.R


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