L’injection de biométhane au Jura

Les difficultés et les défis

La fabuleuse arrivée massive de biométhane dans nos réseaux n’a pas été exempte de défis. J’espère que les explications qui suivent pourront aider ceux qui se lanceront dans des aventures semblables.

Le comptage et la facturation

Avec l’injection de biométhane, on passe d’un réseau alimenté à 100% depuis le réseau suisse de gaz naturel, à un réseau avec deux points d’alimentation où des gaz avec des pouvoirs calorifiques supérieurs (PCS) différents sont injectés. Il n’y a pas de solution universelle simple pour calculer le PCS moyen du gaz que reçoit chaque consommateur. Il existe certes des logiciels de simulation numérique de réseaux gaz qui permettent de calculer le PCS moyen en chaque point d’un réseau alimenté avec des gaz de PCS différents.³ Mais l’utilisation de tels logiciels aurait un coût prohibitif pour des petits gestionnaires de réseaux.

Il vaut mieux à notre avis voir si des modèles de calculs simplifiés permettent  d’attribuer des valeurs de PCS avec une précision acceptable aux différents sous-réseaux. Dans le cas de l’injection à Courtemelon, cela est possible en raison de la structure du réseau. Comme on le voit dans le schéma simplifié de la figure 3, le biométhane est injecté dans la conduite EDJ qui va de la boucle 5 bar autours de Delémont à Courtételle (voir aussi fig. 2). Le débit de biométhane injecté est toujours supérieur au débit consommé à Courtételle. On peut donc affirmer que le PCS du réseau de Courtételle sera celui du biométhane. Le débit de biométhane qui arrive sur la boucle autour de Delémont alimente les consommateurs de la ville, en se mélangeant avec le gaz qui arrive depuis GVM. Le PCS servant de base pour la facturation des clients dans la ville de Delémont est calculé sur la base de ce mélange.

Pendant les quatre mois sans chauffage de bâtiments (juin à septembre), le biométhane suffira à satisfaire le 100% de la consommation de la région. La pression de consigne du poste de détente GVM sera alors abaissée, pour donner la priorité à l’injection de biogaz sur le réseau 5 bar commun à EDJ et à la ville de Delémont, et aussi pour utiliser le volume du réseau 5 bar comme stock tampon journalier. La pression dans le réseau va alors varier entre 3 bar et un peu moins de 5 bar. Le PCS sera alors celui du biométhane pour l’ensemble du réseau. Si un appoint de gaz naturel provenant de GVM était nécessaire, on postulerait que les deux gaz se mélangent, en moyenne, de manière suffisamment uniforme pour calculer un PCS moyen valable sur l’ensemble du réseau.

³ En particulier: le logiciel WinFlow de Gregg Engineering

Production en bande, consommation variant d’heure en heure

Les installations biogaz produisent le gaz en bande, alors que la consommation de gaz varie en fonction de la température ambiante et de l’heure de la journée. À court terme – donc en injectant 8 à 10 GWh/an de biogaz – le réseau 5 bar EDJ/Delémont et la capacité de stockage de l’installation biogaz suffisent comme stock tampon journalier. Cependant dès que l’on injectera du biogaz supplémentaire, donc dès 2025 ou 2026, cela ne suffira plus. Un système de compression sera installé pour transférer du gaz de notre réseau 5 vers le réseau amont 70 bar de GVM. Pendant les prochaines décennies, la gazoduc 70 bar entre Büsserach (SO) et Delémont aura la triple fonction de

• transporter du biogaz du Jura vers Bâle-Campagne;
• transporter les appoints de gaz naturel vers nos réseaux;
• servir de stock tampon pour le biogaz produit au Jura.

Pour donner un ordre de grandeur: le gazoduc GVM entre la station de vannage Büsserach et le poste de détente qui alimente nos réseaux peux contenir environ 0,9 GWh de biométhane.

Opérateurs et fournisseurs multiples sur un seul réseau

Depuis octobre 2023, un des deux opérateurs du réseaux 5 bar régional, la ville de Delémont, achète son gaz auprès de GAZNAT⁴ et non plus via les opérateurs de réseaux amont EDJ et GVM. Nous sommes en train de mettre en place les accords et modes de calculs pour que le biométhane local soit correctement décompté dans le cadre du contrat avec un fournisseur tiers. Il aurait évidemment été plus simple et préférable d’établir ces accords avant le début de l’injection de biométhane, ou de s’accorder entre opérateurs locaux pour acheter le gaz chez un seul et même fournisseur.

⁴ Source: RFJ

La reconnaissance cantonale du biométhane pour le chauffage

Le biométhane est une énergie renouvelable. Et cela est implémenté dans la législation fédérale par le fait qu’il est exempté de la taxe CO_₂. Mais l’utilisation principale du gaz naturel en Suisse reste le chauffage des bâtiments – domaine de compétence cantonale. Les prescriptions cantonales en matière de chauffage des bâtiments sont basées sur le MoPEC (Modèle de prescriptions énergétiques des cantons), qui laisse la liberté aux cantons concernant la reconnaissance du biométhane. Or le Canton du Jura n’a pas encore reconnu le biométhane comme énergie renouvelable lors d’un remplacement de chaudière. Une motion parlementaire demandant cette reconnaissance a été déposé⁵. Cette reconnaissance permettrait d’utiliser localement des certificats biogaz qui, sinon, seront vendus dans d’autres cantons.

⁵ Motion 1499, déposée le 27 mars 2024 au Parlement cantonal

L’interchangeabilité du gaz

Le biométhane injecté en Suisse réponds aux spécifications de la qualité du gaz de la directive de SVGW G18 «Qualité du gaz». Toute chaudière vendue en Suisse, tout brûleur, est en principe apte à fonctionner tant que le PCS est compris entre 10,6 et 13,1 kWh/Nm³, et l’indice de Wobbe reste entre 13,3 et 15,7 kWh/Nm³, et donc avec une part de 0 à 100% de biométhane.

L’indice de Wobbe

L’indice de Wobbe I_W est défini comme étant le quotient, sur une base volumique, du pouvoir calorifique (PCS) d’un gaz par la racine carrée de sa densité relative ρ par rapport à l’air:

La signification de l’indice de Wobbe est: pour deux gaz avec le même indice de Wobbe, la quantité d’énergie apporté par ces deux gaz à un brûleur sera la même, à la même pression. Une variation, même soudaine, de l’indice de Wobbe – tout en restant dans les limites de la G18 n’a aucun impact perceptible pour le consommateur sur une chaudière. Cependant, s’il s’agissait d’un brûleur utilisé dans un processus industriel, cela pourrait avoir un impact sur le produit qui serait traité directement par la flamme elle-même (ou par la chaleur radiante de la flamme). Un impact sur la qualité du produit n’est pas complètement impossible principalement dans les processus utilisant des fours tunnels, comme par exemple dans la production de carreaux de céramique.

On considère habituellement qu’une variation de ± 5% de l’indice de Wobbe est acceptable. Mais aucune norme ou document de référence n’indique quelle est la vitesse de variation acceptable.

Évolution récente de l’indice de Wobbe du gaz distribué en Suisse

Depuis le début de la crise actuelle, la diversification des sources du gaz arrivant en Suisse a amené à une augmentation de la variabilité de l’indice de Wobbe. D’un écart de ± 0,1% par rapport à la moyenne en 2020, cet écart est passé à ± 1,7% en 2023 (fig. 4). Ceci sans entrainer aucune perturbation connue chez des consommateurs, ce qui est plutôt rassurant.

La différence entre l’indice de Wobbe moyen du gaz naturel distribué en Suisse et l’indice de Wobbe du biométhane est actuellement⁶ de – 3,2%. Les variations de l’indice de Wobbe resteraient donc dans des plages acceptables lorsque l’on passerait du gaz naturel au biogaz.

⁶ Source: pour l’indice de Wobbe du gaz distrubé en Suisse, voir SVGW, Information G10001 «Propriétés du gaz naturel distribué en Suisse».

En pratique, que faire?

En fournissant du gaz avec un indice de Wobbe respectant la G18, l’opérateur de réseau est dans son bon droit. Mais si des variations soudaines de l’indice de Wobbe causaient des difficultés, même transitoires et exceptionnelles, à des utilisateurs, l’impact pour la branche serait important. Il est donc préférable de déterminer en avance si des points ou parties du réseau où l’alimentation pourrait passer brusquement d’un 100% gaz naturel à 100% biométhane existent, et, si oui, si des clients potentiellement critiques s’y trouvent raccordés. Si cela était le cas, il faudrait prendre des mesures pour ralentir la variation de l’indice de Wobbe. Il faut noter que de tels points se trouveraient plutôt sur des réseaux non maillés. Ils vont donc concerner d’avantage les réseaux de transport et les grands consommateurs directement raccordés à ces réseaux que les réseaux maillés de distribution.

Le potentiel de production de biométhane

Les études visant à estimer le potentiel de production de biométhane pouvant être injecté dans les réseaux existants tendent à sous-estimer ce potentiel. Ainsi, le rapport produit par E-CUBE en 2018⁷ pour la conférence des services cantonaux de l’énergie postule qu’une installation se trouvant à plus de 5 km ne peut pas, et ne pourra jamais, injecter du biométhane dans le réseau. Mais en suisse, pays libéral, les administrations et autorités politiques fixent un cadre légal, et ensuite les décisions de réalisation des infrastructure énergétiques sont laissées aux entreprises, qui choisissent quels projets réaliser sur la base d’analyses de leur viabilité économique, souvent en utilisant des solutions techniques que les consultants n’ont pas imaginées. Il y a deux moyens de ramener le gaz produit (et purifié) jusqu’au réseau gaz existant:

• Une conduite de gaz – celle-ci pouvant transporter soit le biométhane, soit le biogaz vers une installation de traitement centralisée située à proximité du réseau existant.
• Un transport par camion: le transport de gaz comprimé à, typiquement, 250 bar, est pratiqué couramment dans le monde et est souvent appelé «réseau virtuel». En Suisse Romande, la société HOLDIGAZ le pratique depuis des décennies.

Cette question est importante au Jura puisque six des huit installations de production de biogaz en service trouvent dans l’Ajoie, loin des réseaux gaz existants.

Des calculs d’ordres de grandeur réalisés par EDJ Energie du Jura et Bio Energ’Etique, Bure, sur la base de ces installations existantes donne un prix de revient du transport par camion qui correspond à environ 1,5 fois un timbre réseau typique, incluant les timbres de transport amont. Cette valeur ne compromet pas la faisabilité économique du projet.

La réalisation de gazoducs transportant le biogaz vers une centrale de traitement pour en faire du biométhane injectable dans notre réseau serait moins économique, d’après un calcul interne à EDJ. Le biométhane ajoulot voyagera donc en camion vers la plaine de Delémont.

⁷ «Erneuerbares Gas – Einspeisepotenzial von erneuerbarem Gas in das Schweizer Netz bis 2030», Studie im Auftrag der EnFK, E-CUBE STRATEGY CONSULTANTS, 2018.

Vers un réseau 100% décarbonné en 10 ans

Au-delà des potentiels de production théoriques, nous devons planifier l’avenir de nos réseaux gaz sur la base de projets concrets et réalisables. L’horizon 2035 est ici fixé arbitrairement pour une planification réaliste. D’ici dix ans, la consommation de gaz au Jura aura continué à baisser. Nous estimons que la consommation de gaz de la région en 2035 sera d’environ 63 GWh par an.

Projets concrets

Les projets en cours d’étude ou de réalisation dans le canton du Jura et dont la mise en service est prévue d’ici à 2035 au plus tard sont présentés dans le tableau 1. La quantité de biométhane qui sera injectée 2035, sur la base des projets connus, représentera donc environ 73% à 140% de la consommation de gaz régionale. La vision de la SVGW de réseaux de méthane entièrement décarbonés coexistant avec les futurs réseaux à hydrogène est en passe d’être réalisée au Jura.

Tab. 1 Aperçu des projets de biogaz dans le canton du Jura qui devraient être réalisés d’ici 2035.

CONCLUSION

L’ambitieuse transition du Canton du Jura vers un réseau de gaz entièrement décarboné ne peut se faire qu’avec des innovations – comme le transport par camion de biométhane comprimé et le transport de lisier par conduites entre fermes – et de multiples collaborations à tous les niveaux. En unissant agriculteurs, gestionnaires de réseau, consommateurs et gestionnaires des déchets autour du projet de biométhane, le Jura trace un chemin vers une durabilité énergétique où les réseaux gaz joueront un rôle essentiel.