Valorisation du gaz de mine

Publié le Vendredi 23 décembre 2016
Le gaz de mine (CMM ou Coal Mine Methane), aussi appelé grisou, est un gaz, principalement constitué de méthane, qui se désorbe (migre) naturellement des veines de charbon à une pression supérieure à 1 bar. Il s'accumule librement dans des anciennes galeries de mines où il peut être pompé. C’est un gaz qualifié de « propre » car il ne contient ni soufre, ni composants soufrés. Depuis 2016, il peut être valorisé en France pour la production d’électricité.

Quelles sont les techniques d’exploitation du gaz de mine ?

Pour exploiter le gaz de mine, les cavités (c’est-à-dire les anciens tunnels des mines) sont rendues complètement hermétiques, et certains anciens puits de descenderie sont transformés en nouveaux puits d’exploitation dans lesquels une dépression est créée à l’aide d’une pompe. Cette dépression permet d’aspirer le gaz vers le lieu de moindre pression et de le faire remonter ensuite par les puits, favorisant ainsi la désorption du gaz contenu dans la roche.

 

Intérêts du captage du gaz

La fin de l'exploitation charbonnière dans le bassin houiller du Nord-Pas-de-Calais a nécessité l'isolement des travaux miniers, notamment les chantiers, galeries et puits, avec pour conséquence d'y piéger le gaz de mine, produit de manière continue par le mécanisme de désorption du charbon.

Cette désorption continue du gaz ainsi que la remontée des eaux souterraines dans les anciennes mines entraînent une augmentation continue de la pression des réservoirs lorsque le gaz de mine n’est pas exploité et, à terme, son évacuation dans l’atmosphère, ce qui peut créer à la fois des risques et l’émission d’importantes quantités de gaz à effet de serre.

Les débuts de captage du gaz de mine datent de 1978, au lendemain du premier choc pétrolier. Le soutirage du méthane des mines abandonnées est un facteur important de sécurité du site, puisqu’il atténue les risques de venue de gaz en surface. Le captage du gaz de mine est donc une activité qui est gage de sécurité dans le cadre de l’après mine, tout en limitant les émissions de méthane.

La montée des eaux devant s’étaler sur plusieurs décennies pour certains anciens bassins miniers français, ces risques sont durables. Deux solutions ont donc été développées pour collecter et utiliser ce gaz de mines, qui constitue une ressource énergétique fatale et permet de réaliser des économies d’énergie primaire : la valorisation directe du gaz et la production d’électricité.

 

Valorisation directe du gaz

Historiquement, le gaz de mine était valorisé directement, par l’une des deux façons suivantes :

  • Pour les grands réservoirs, le gaz était comprimé à haute pression (60 bars) et injecté par dilution dans le réseau de transport de gaz.

  • Pour les plus petits réservoirs, le gaz était vendu directement à un client industriel local.

Cependant, la qualité du gaz de mines s’est progressivement dégradée en raison de la chute du pourcentage de méthane, de sorte qu’il ne respecte plus les spécifications fixées par le gestionnaire du réseau de transport de gaz naturel pour son injection sur ce réseau. Une valorisation électrique, qui reste pertinente à des niveaux de méthane plus faibles, a donc été développée.

 

Production d’électricité

La production d’électricité à partir de gaz de mine constitue un autre débouché économique pour assurer la pérennité du captage du gaz. De plus, la combustion du gaz pour produire de l’électricité est particulièrement intéressante du point de vue de la lutte contre l’effet de serre, puisqu’elle permet de remplacer les émissions de méthane par des émissions de CO2, dont le pouvoir de réchauffement par effet de serre est 25 fois moins important.

 

Chiffres clés

Sur les 20 dernières années, les installations exploitées par la société Gazonor sur les concessions de Poissonnière et Désirée ont capté près de 95 millions de Nm3, soit l’équivalent de 610 GWh, ce qui correspond à l’énergie consommée par une ville de 60 000 habitants.

Production et capacité installée

La société « La Française de l’Energie », depuis le rachat de la société Gazonor, ancienne filiale de Charbonnage de France, est la seule société qui exploite à ce jour le gaz de mine. La société opère dans deux concessions situées dans l’ancien bassin minier du Nord-Pas-de-Calais, dites de Désirée et de Poissonnière.

A l’heure actuelle, il n’existe aucune installation de production d’électricité utilisant le gaz de mine. En effet, les prix de marché de l’électricité ne permettent pas de justifier économiquement les investissements nécessaires. La mise en place du dispositif de soutien à la production d’électricité à partir de gaz de mines, achevée avec la publication de l’arrêté du 19 octobre 2016 définissant un tarif d’achat pour la filière, devrait conduire au développement de quelques dizaines de mégawatts de capacité installée.

Le nombre de producteurs potentiels est limité par le gisement de gaz de mine, concentré dans les bassins houillers français où du charbon était extrait sur la période 1990-2009, et où le gaz de mine peut se trouver. Outre le Nord-Pas-de-Calais, ces bassins sont situés dans des mines souterraines en Lorraine et dans plusieurs bassins du Centre-Midi. Une exploitation future du gaz de mine dans ces régions est possible, bien que les volumes de gaz plus limités et que la remontée plus rapide des eaux dans les vides miniers dégrade la rentabilité économique.

 

Cadre réglementaire  

Dispositions du code de l’énergie

Les dispositions du code de l’énergie encadrant la production d’électricité à partir de gaz de mines sont les suivants :

  • Le 6° de l’article L. 314-1 prévoit que les installations qui valorisent des énergies de récupération peuvent bénéficier du mécanisme d’obligation d’achat, sous certaines conditions.

  • Le 10° de l’article D. 314-15 précise cette disposition en rendant éligibles aux tarifs d’achat les installations implantées sur le territoire métropolitain continental qui valorisent l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de gaz de mine d'une puissance installée inférieure ou égale à 12 mégawatts, à la condition qu'il s'agisse d'un gaz de récupération et que cette récupération se fasse sans intervention autre que celle rendue nécessaire par l'aspiration de ce gaz sur les vides miniers afin de maintenir ceux-ci en dépression. Cette disposition empêche donc les opérateurs de forer spécifiquement à la recherche de nouveaux champs de gaz de mine.

  • L’arrêté tarifaire du 19 octobre 2016 fixe les conditions de l’obligation d’achat de l’électricité produite par ces installations.

 

Dispositions du code minier

Le code minier encadre l’activité relative à la recherche et à l’exploitation des hydrocarbures liquides ou gazeux par la délivrance de deux titres miniers : le permis exclusif de recherches (PER) pour la phase d’exploration et la concession pour la phase d’exploitation. Le gaz de mine relève du régime légal des mines en son article L111-1, premier alinéa.

Le permis exclusif de recherches est un arrêté ministériel qui donne à la société un droit exclusif pour mener les travaux d’exploration.

La concession est un décret qui donne à la société le droit d’exploiter la ressource. Avec ce titre minier, la phase de production est possible. Une telle concession est octroyée pour une période initiale ne pouvant excéder 50 années et chacune peut être renouvelée plusieurs fois pour 25 années au maximum.

La procédure d’attribution des permis exclusifs de recherche et des concessions est fixée par les dispositions du décret n° 2006-648 du 2 juin 2006.

 

Dispositifs de soutien de la filière  

Les installations de production d’électricité à partir de gaz de mines peuvent bénéficier d’un tarif d’obligation d’achat, dans les conditions fixées par l’arrêté du 19 octobre 2016.

Le niveau du tarif d’achat varie selon la capacité installée de l’installation. Deux niveaux sont fixés pour les installations d’une capacité inférieure ou égale à 1,5 MW et pour les installations d’une capacité supérieure ou égale à 4,8 MW. Pour les installations dont la capacité se situe entre ces deux valeurs, le tarif sera déterminé par interpolation linéaire.

 

Capacité installée

(MW)

Niveau du tarif

(€/MWh)

≤ 1,5 MW

76,6

≥ 4,8 MW

57,6

 

En outre, le régime d’aide prévoit une révision du tarif individuel basé sur le schéma de production de l’installation. Après dix années de soutien, le tarif est révisé sur la base des heures de production effectives observées au cours de la période de 10 ans précédente. Ce nouveau tarif s’applique alors pour les cinq années restantes de la période de soutien. L’objectif est d’éviter toute sur-rémunération pour les producteurs dans les cas où les conditions de production (exprimées en heures de fonctionnement) sont meilleures que prévu.

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