L'Irlande du Nord compte plus de 80 installations de méthanisation produisant du biogaz, pour la plupart soutenues par un mécanisme d'obligation renouvelable fermé aux nouveaux entrants en mars 2017, et un site pionnier, à Dungannon, qui injecte du biométhane dans le réseau de distribution de gaz. Le ministère de l'Économie et le ministère de l'Agriculture, de l'Environnement et des Affaires rurales veulent désormais une politique pour la suite. Leur consultation conjointe sur une stratégie et un cadre politique pour le biométhane a été publiée le 20 octobre et reste ouverte jusqu'à 17 h le 15 décembre ; Energynews en a fait un résumé le 10 novembre.
Le document couvre le soutien financier, les raccordements au réseau, la qualité du gaz, la gestion des nutriments, ainsi que la certification et la durabilité. Il cite des travaux universitaires selon lesquels les matières premières locales pourraient couvrir plus de 80 % de la demande du réseau de distribution de gaz de la région, soit environ 7,6 TWh.
L'argent d'abord pour la chaleur industrielle
Sur le soutien, l'option privilégiée par les ministères est une subvention plafonnée, exprimée en pence par kilowattheure, pour le biométhane utilisé pour la chaleur industrielle, indique Energynews. Elle serait financée sur les dépenses annuelles gérées résiduelles, et ne durerait que jusqu'à une date de fin. Aucun tarif ni plafond n'a été publié. En parallèle, le ministère de l'Économie a lancé un appel à informations sur l'offre et la demande commerciales afin d'élaborer le dossier économique ; il ne s'agit explicitement ni d'une demande de subvention ni d'un engagement de financement. Le Trésor a seulement accepté que la proposition soit travaillée, rien de plus.
Sur la qualité du gaz, la consultation rappelle que l'autorité de santé et de sécurité autorise déjà jusqu'à 1 % d'oxygène molaire pour l'injection de biométhane, dans le cadre d'une exemption de classe, et que l'Utility Regulator a modifié en mars 2026 les licences de transport de gaz pour les points d'entrée du biométhane. Les propositions décrites par Energynews incluent un alignement de la limite d'oxygène entre transport et distribution, et une réduction progressive de l'ajout de propane lorsque la sécurité le permet. Les positions définitives suivront l'analyse des réponses.
Quand le moteur disparaît, la chaleur du digesteur part avec lui
Une installation construite pour bénéficier d'un soutien à la production d'électricité brûle généralement son biogaz dans un moteur de cogénération sur place, et l'eau de refroidissement du moteur chauffe le digesteur. Si l'on envoie le gaz vers une unité d'épuration et un point d'injection, le digesteur doit tout de même être maintenu à température chaque jour de l'année. La chaleur doit alors venir d'ailleurs : des compresseurs de l'unité d'épuration, une chaudière alimentée par une fraction du biogaz, ou une pompe à chaleur.
C'est un travail de récupération de chaleur avec des fluides délicats. Digestat et lisier encrassent ; les circuits de refroidissement des compresseurs sont propres mais seulement tièdes. Lorsqu'un site pasteurise aussi sa matière première, la chaleur est récupérée du flux traité vers le flux entrant. Les échangeurs côté sale ont besoin de larges passages et d'une ouverture facile. Sur les circuits propres - refroidissement des compresseurs, boucles d'eau chaude, procédé de l'utilisateur industriel - les échangeurs à plaques à joints standard sont le choix habituel.
Quiconque prévoit une conversion ferait bien de dresser le bilan thermique du site avant de signer le contrat de gaz. Vendre chaque kilowattheure de biométhane semble séduisant, jusqu'à ce que le digesteur refroidisse en janvier.
Sources : Energynews, Department for the Economy
