On connaissait déjà la production de gaz vert par le biais de la méthanisation, qui consiste à réaliser, par le biais de micro-organismes, une dégradation de matières organiques en l'absence d'oxygène et au sein d'un milieu contrôlé.

Mais désormais, tout l'enjeu des recherches que vont mener le CEA et GRDF dans un contexte énergétique explosif, sera non seulement d'optimiser la production de ce gaz 100 % renouvelable, mais aussi d'explorer de nouvelles voies. Car plus largement, les équipes du CEA Tech travaillent sur un certain nombre de pistes visant à développer la présence des gaz dits renouvelables au sein du mix énergétique.

Avec principalement, trois grands axes de travail qui sont étudiés aujourd'hui :

 « La méthanisation est devenue aujourd'hui une filière assez mature et qui se développe, mais elle ne suffira pas à tout produire. Il faudra donc avoir recours à d'autres modes de production de biométhane, parmi lesquels on retrouve par exemple le power to gaz, qui consiste à produire de l'hydrogène par électrolyse à partir d'électricité décarbonée, pour combiner ensuite cet hydrogène avec du CO2 afin d'en faire du méthane de synthèse », explique Laurent Bedel, responsable du laboratoire Réacteurs et procédés au sein de CEA Tech.

 A ce sujet, les équipes du CEA planchent notamment sur les réacteurs catalytiques en vue de produire du méthane à partir de l'hydrogène et de CO2, comme à Fos-sur-Mer, avec le projet Jupiter 1.000, piloté par GRTGaz, et dans lequel l'institut est impliqué aux côtés de différents partenaires. Même chose dans la région Centre avec Storengy, où un couplage entre un procédé de méthanisation et méthanation permet de venir récupérer le CO2 du biogaz, pour le convertir ensuite en méthane avec de l'hydrogène. Une portion de la filière gazière « où il existe aujourd'hui des projets de démonstration, mais la filière nécessite encore de passer à l'échelle, et notamment de monter en capacité », estime le responsable de laboratoire au CEA-Liten.

Une autre voie possible est celle de la valorisation de la biomasse et des déchets, à travers des procédés de gazéification. Avec à l'intérieur, deux « sous-filières », à commencer par la pyrogazéification, dont était par exemple issue le projet Gaya en Auvergne Rhône-Alpes conduit par Engie depuis 2010, et qui a mené l'énergéticien vers un projet d'industrialisation au Havre.

« La pyrogazéification permet de gazéifier de la biomasse ou des déchets secs pour obtenir un gaz de synthèse qui reprend du CO et de l'hydrogène et former du méthane de synthèse après une réaction de méthanation », explique Laurent Bedel. C'est par exemple le cas lorsque l'on souhaite transformer du bois dit propre ou du bois de classe B, « où la filière semble assez mature, mais un peu moins lorsqu'il s'agit de déchets agricoles ou complexes, où il reste des travaux à faire ».

Autre possibilité ? Avoir recours à des déchets humides voire liquides, qui seraient traités à travers un procédé de gazéification dit « hydrothermale », une filière jugée pour l'heure beaucoup moins mature, mais qui vise à utiliser de l'eau contenue dans la ressources comme réactif. Ce procédé opère à une haute pression et température, en vue d'obtenir un mélange gazeux comprenant à la fois du méthane, de l'hydrogène et du CO2.

« C'est une filière qui pourrait prendre encore quelques années avant d'émerger et où il est encore nécessaire de lever des verrous techniques en conditions réelles », concède Laurent Bedel.

Créer les conditions de marché

« Aujourd'hui, nous pensons que toutes ces filières vont être complémentaires pour décarboner le réseau de gaz. Il n'y en a pas une qui va prendre le dessus par rapport à l'autre », estime pour autant le chercheur.

Car si la méthanisation est aujourd'hui le procédé jugé le plus avancé et mature, cela découlerait en premier lieu et en partie du soutien apporté à la filière, « avec des tarifs de rachats du biométhane, qui varient entre 80 et 140 euros du mégawattheure, ce qui n'est pas le cas des autres modes de production », précise Laurent Bedel.

Selon lui, la question des tarifs de rachat va aujourd'hui devenir centrale pour que ces nouvelles technologies puissent espérer franchir un autre cap de passage à l'échelle, et convaincre notamment des industriels de franchir le pas. « Il n'y a pas d'industriels qui va investir dans une technologie s'il n'y a pas de rentabilité possible », ajoute le chercheur.

Si les filières de pyrogazéification ou de gazéification hydrothermale ne sont en effet pas encore soutenues, cela pourrait changer, puisque des réflexions seraient désormais amorcées au plus haut sommet de l'Etat afin de remettre sur la table l'ensemble des voies possibles pour coller aux cibles de transition énergétique à atteindre.

« Récemment, on évoquait la possibilité que le biométhane puisse être reconnu comme étant une énergie issue non plus seulement de la méthanisation, mais de toute ressource provenant de la biomasse, comme dans le cas du procédé de pyrogazéification ». Une première étape, mais qui devra selon les acteurs de la filière être assortie d'un soutien financier.

« Selon l'ensemble des études réalisées jusqu'ici, on estime que le coût de l'énergie ainsi produite pourrait varier entre une centaine d'euros et jusqu'à 150 euros du mégawattheure là où traditionnellement, hors contexte exceptionnel de l'énergie, le prix du gaz naturel était jusqu'ici fixé à 20 euros du mégawattheure qu'il était jusqu'ici difficile de concurrencer », atteste Laurent Bedel.

Imaginer les réseaux de demain

Côté distribution, l'un des enjeux sera également, pour favoriser l'essor de ces gaz verts, de travailler sur l'adaptation des réseaux existants.

« En premier lieu parce que le réseau de gaz actuel a été construit en partant des ressources existantes en gaz naturel, en descendant en pression au fur et à mesure, jusqu'aux clients finaux. Or, les sites de méthanisation sont souvent situés dans des zones agricoles, où le réseau de distribution de GRDF connait parfois durant certaines périodes des seuils de consommation très basse, notamment en été. C'est pourquoi il faut travailler sur l'installation de dispositifs de rebours, afin de faire remonter la pression dans les réseaux », explique Laurent Bedel.

Un autre axe de travail pour la filière devrait être celui des smart grids, ces réseaux intelligents dont on connaît aujourd'hui mieux les applications dans le domaine électrique.

«  Dans le cas de l'électricité, on a par exemple déjà observé des phénomènes de pointes survenir au sein des réseaux, avec la production générée par les panneaux solaires. Il faut être en mesure de gérer les flux et ce sera la même chose dans le domaine du gaz, qui aura besoin lui aussi de pouvoir piloter et gérer l'énergie injectée de biométhane dans le réseau par les méthaniseurs », ajoute Laurent Bedel.

Avec un avantage toutefois du côté du réseau de gaz naturel puisqu'il permettrait, contrairement au réseau électrique, de stocker un peu d'énergie au sein du réseau lui-même. « Aujourd'hui, la France dispose aussi d'une dizaine de sites de stockages capables de stocker une centaine de térawattheures avec Storengy et Terega ».

Enfin, l'une des pistes également à l'étude, complémentaire, est aussi celle de mesurer les conditions d'injection d'un autre gaz, l'hydrogène, au sein des réseaux existants.

 « Car si une telle injection est techniquement possible, le réseau de gaz actuel n'a en réalité pas été construit dans cette optique, ce qui peut entraîner des phénomènes de fragilisation des réseaux, lorsqu'ils sont mis au contact de l'hydrogène dans une certaine proportion ».

Le CEA travaille donc à identifier, aux côtés des opérateurs des réseaux de gaz, les éléments de fragilisation des réseaux en vue de garantir leur intégrité et de leur permettre de pouvoir choisir, à l'avenir, entre l'injection de l'hydrogène au sein des réseaux existants, ou la conception de nouveaux réseaux 100% hydrogène.