Flexibilisation des méthaniseurs par rapport au réseau électrique : contexte et enjeux

La décarbonation de notre société est devenue un enjeu majeur, tant au niveau environnemental que social et économique, et la France s’est engagée dans le cadre de la Stratégie nationale Bas Carbone (SNBC) à atteindre la neutralité carbone en 2050.

La méthanisation contribue à la décarbonation en valorisant de la biomasse en énergie renouvelable sous forme de gaz, de chaleur ou d’électricité. Mais au-delà de cet effet direct, le mode de mise en œuvre de cette filière pourrait faciliter plus ou moins l’intégration d’autres énergies renouvelables.

En effet, l’intensification du recours aux énergies renouvelables dans la production d’électricité, prévu dans le cadre de la transition énergétique, va demander une flexibilisation de tout le système électrique.

Flexibiliser la méthanisation par rapport au réseau électrique suppose de moduler la production d’électricité pour les méthaniseurs en cogénération, et de flexibiliser la consommation pour les méthaniseurs en injection de biométhane. 

Pour adresser ces enjeux, Solagro a répondu à l'appel à projet GRAINE de l'ADEME, pour coordonner l'étude FLEM (flexibilité électrique des méthaniseurs) qui vise à rechercher des solutions de flexibilisation des méthaniseurs par rapport au réseau électrique. Cette étude a été conduite en partenariat avec Clarke Energy, Naskéo et SMASH.

 

Précisions méthododologiques : Pour la réalisation de cette étude, Solagro et ses partenaires Clarke Energy, Naskéo et SMASH ont tout d’abord procédé à l’analyse des données de fonctionnement d’installations existantes. Elle a été suivie d’une série de simulations de modifications d’équipements et de modes de fonctionnement, puis de tests et de mise en œuvre partielle sur des sites en fonctionnement. Enfin, une analyse de leurs impacts économiques et environnementaux (GES) à court et long terme a été conduite.

En savoir plus sur la méthodologie

 

Optimisation des consommations d’électricité sur la grille tarifaire horaire :

Flexibiliser la consommation par rapport aux différentes plages horaires du tarif horosaisonnier permet des gains économiques réels : une installation récente pourrait réduire sa facture d’électricité de 6 000 à 23 000 €/an (soit 3 à 11 % de la facture annuelle).

Cinq leviers de flexibilité sur la consommation électrique ont été étudiés : agitation, alimentation et stockage de froid, qui sont applicables à tous les méthaniseurs ; épuration et ajout d’une pompe à chaleur, qui concernent uniquement les unités en injection de biométhane.

Pour une unité type de biométhane (250 Nm³/h), le levier le plus intéressant est l’ajout d’une pompe à chaleur en remplacement d’une chaudière biogaz, avec un gain pouvant atteindre 15 000 €/an et une réduction de 6 teqCO₂/an, principalement grâce à la valorisation du biogaz auparavant autoconsommé. Toutefois, ce levier concerne surtout les installations anciennes nécessitant l’autoconsommation de biogaz pour le chauffage du digesteur.

La flexibilité de l’épurateur permettrait une baisse de facture de 3 300 à 5 300 €/an, pouvant atteindre 15 000 €/an selon les hypothèses tarifaires.

Les ajustements sur l’alimentation et l’agitation génèrent des gains plus limités (1 200 à 3 000 €/an pour l’alimentation, environ 800 €/an pour l’agitation). 

Pour une unité de plus grande taille (500 kWe), les leviers sont plus restreints : agitation et alimentation permettraient une réduction de 3 à 4 % de la facture annuelle.

 

Optimisation des consommations d’électricité avec le service système ou le mécanisme NEBCO : 

La participation aux mécanismes de services système (réserves secondaire et tertiaire) apparaît peu réaliste en raison des contraintes de puissance minimale, induisant la nécessité d’agréger de nombreux sites et des coûts élevés de qualification.

En revanche, pour les méthaniseurs en injection biométhane, flexibiliser le fonctionnement de l’épurateur avec le mécanisme NEBCO (Notification d’Echanges de Blocs de Consommation) présente un potentiel attractif, avec des gains potentiels estimés à environ 10 000 €/an en moyenne, et une réduction moyenne des émissions de 3,6 teqCO₂/an, sans besoin d’agrégation importante.

 

Valorisation de la flexibilité de la production : 

La flexibilité de la production en cogénération (doublement de la capacité moteur et augmentation du stockage) permettrait de déplacer la production vers les heures de pointe (réduction de 8 teqCO₂/an), mais est économiquement trop défavorable : les surcoûts dépassent les recettes supplémentaires d’environ 50 k€/an.

 

Conclusions :

Nos modélisations d’optimisation énergétique de la méthanisation indiquent que sur le long terme, l'activation de flexibilité réduit le coût total du système tout en augmentant la quantité d’énergie déplacée, signe d’une meilleure valorisation de la production renouvelable.

L’ensemble de ces effets reste modéré mais constant, indiquant que les flexibilités issues de la méthanisation constituent un levier complémentaire pour abaisser les coûts globaux, et améliorer le fonctionnement du système électrique décarboné envisagé par la SNBC.

 

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