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La filière méthanisation  sur une ligne de crête difficile

Plus de 1 300 unités de méthanisation seraient en projet, pour 900 actuellement en fonctionnement, selon le ministère de la Transition écologique. L’injection directe dans le réseau, autorisée depuis 2011, booste ce développement. Elle concerne 1 000 des 1 300 projets dans les cartons. C'est un coup de pouce du gouvernement en appui de GRDF et GRTGaz, annoncé fin 2017, par la prise en charge de 40 % des frais de raccordement, qui a amplifié le décollage de l’injection. Mais la dynamique est fragile. La baisse annoncée du tarif de rachat du biogaz dans les trois ans, et l’envolée du prix des matières facilement méthanogènes pourraient doucher les projets les moins solides.

Dans l’Ouest, les nouveaux méthaniseurs tournent très majoritairement avec 60 à 80 % d’effluents d’élevage, selon Armelle Damiano, directrice de l’association Aile en Bretagne. Un atout certain pour ces installations dans un contexte de hausse des prix des intrants méthanogènes.
© Vincent Motin Archives

La filière n’a pas atteint l’objectif de 1 000 unités en 2020, fixé par Stéphane Le Foll en 2013. Mais elle risque de le dépasser rapidement. 1 335 unités seraient actuellement en projet selon le ministère de la Transition écologique . 1 085 seraient des projets en injection, et 250 en
co-génération. La cogénération était la technique la plus couramment utilisée jusqu’ici. Elle consiste à brûler du biogaz, produit notamment à la ferme, pour alimenter un générateur d’électricité, et valoriser la chaleur qui représente plus de la moitié de l’énergie produite. L’exploitant méthaniseur est dans ce cas vendeur d’électricité. L’injection, consiste à vendre du gaz renouvelable au réseau. L’agriculteur est dans ce cas vendeur de biométhane, biogaz épuré de son CO2 et de son eau.

Coup de pouce en 2017
Sur l’année 2019, les installations nouvelles étaient encore majoritairement en cogénération (151), contre 47 projets en injection. Mais la tendance risque de rapidement s’inverser. L’injection a connu un premier décollage en 2015, "car il a fallu du temps pour que les projets aboutissent", précise Grégory Lannou, directeur de Biogaz Vallée, associations de professionnels du secteur méthanisation. La filière du biométhane "a bénéficié d’un coup de pouce conséquent depuis décembre 2017". Les opérateurs de réseaux du gaz, GRDF (le réseau capillaire du gaz) et GRTGaz (les grosses artères du réseau, qui acheminent le gaz de pays lointains) prennent en charge 40 % du coût de raccordement des installations de production de biométhane aux réseaux de distribution de gaz naturel. Les 60 % restants sont à la charge des porteurs de projets. Le régime de l’injection bénéficie aussi de deux outils économiques : un tarif d’achat réglementé et garanti pendant 15 ans pour les producteurs, et un système de garanties d’origine assurant la traçabilité du biométhane et permettant sa valorisation auprès du consommateur.

Une baisse de 30% du tarif de rachat du gaz injecté est prévue dans les 3 à 4 ans

La chaleur freine la cogénération
L’injection est aussi plus rentable que la cogénération, qui souffrait d’un frein important : la nécessité de valoriser la chaleur, sans quoi le projet n’est pas rentable. Dans ces systèmes, 35 à 40 % de l’énergie produite par le biogaz est valorisée en électricité. Près de 40 % est valorisable en chaleur, le reste sert au chauffage du digesteur. Trouver une bonne valorisation à la chaleur n’est pas donné à tous. "Soit la chaleur risque d’être mal utilisée, soit il faut créer une activité pour la valoriser", résume Damien L’Huillier, économiste à la chambre régionale d’agriculture du Grand Est. Parmi les valorisations possibles : séchoirs, bassins de spiruline, d’aquaponie, serres maraîchères, chauffage d’habitations, collectivités (écoles, hôpitaux, administrations), entreprises, piscines…

Proximité des réseaux
De nouvelles micro turbines ORC ont été mises au point depuis dix ans. Cela consiste à utiliser la chaleur perdue d’unités de petite puissance (de moins de 100 kW). Mais actuellement, "du point de vue économique, l’injection apparaît plus rentable que la cogénération", résume Grégory Lannou. L’injection n’a toutefois pas toutes les vertus : "Il faut se situer à proximité des réseaux. C’est plus souvent la méthanisation qui s’installe près du réseau que l’inverse", note Damien L’Huillier. Le raccordement du réseau vers la méthanisation est moins fréquent car il est coûteux pour les opérateurs gaziers GRDF et GRTGaz. Le raccordement coûte 100 € le mètre dont 40 à GRDF ou GRTGaz et 60 au porteur de projet, rappelle la chambre d’agriculture Grand Est.

Baisse des tarifs de rachat annoncée
Sur ce foisonnement de projets, combien aboutiront ? Pour l’heure, plus de 300 projets d’installation en injection peinent à démarrer du fait de la pandémie. Et avant même la crise, deux autres nuages gris s’annonçaient : la baisse des tarifs de rachats, et l’augmentation des prix des matières premières. Du côté du chiffre d’affaires, la programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit une forte baisse (-30 %) du tarif de rachat par l’État du gaz injecté dans les trois quatre ans, regrette Olivier Dauger, président de la chambre d’agriculture de l’Aisne et chargé des questions énergétiques à la FNSEA. "C’est compliqué pour une filière récente de devoir s’adapter à une baisse aussi importante et rapide. Moins 30 % en trois ou quatre ans, c’est difficilement tenable. La profession est d’accord pour une baisse de 2 à 3 % par an, pour avoir le temps de s’adapter".
L’autre phénomène menaçant, c’est la hausse des prix des coproduits facilement méthanogènes. "Le déchet est devenu un produit cher. Le prix des intrants est en train de plomber les résultats des unités de méthanisation".

Inflation des prix des matières méthanogènes
"Les coproduits à fort pouvoir méthanogène sont d’origines très diverses", indique Philippe Collin, agriculteur biologique et méthaniseur en Haute-Marne. Drèches de distillerie d’éthanol, pulpes de betteraves, poussières de céréales des silos, boues de station d’épuration, sous-produits d’abattoirs, de boulangerie et de laiteries, déchets de pommes de terre, etc. "Il y a une dizaine d’années l’exploitant était payé pour enlever les coproduits. Maintenant il doit payer la marchandise. Le coût est passé de -30 € le mégawatt-heure à +80", précise Léonard Jarrige, chargé de mission énergie-climat à l’Assemblée permanente des chambres d’agriculture (APCA). La Confédération paysanne dénonce ces tensions. Elle se prononce pour "une méthanisation paysanne" et contre une méthanisation "qui accapare les ressources", notamment végétales. "Les apports de matières végétales dans les méthaniseurs doivent être drastiquement limités", souligne-t-elle. Le conditionnement des tarifs de rachat du gaz injecté à l’incorporation d’un taux significatif de déjections animales, est en réflexion...

Les projets se tournent vers l’élevage
Les méthaniseurs pourront-ils continuer à tourner efficacement avec moins d’intrants très méthanogènes, et avec plus d’effluents d’élevage, plus abondants, mais moins méthanogènes ? Les porteurs de projets s’adaptent. "Depuis environ quatre ans, dans l’Ouest, les nouvelles installations tournent très majoritairement avec 60 à 80 % d’effluents d’élevage", selon Armelle Damiano, directrice de l’association Aile, agence de l’énergie fondée par les Cuma de l’Ouest et l’Ademe-Bretagne.
"Les unités qui recourent à des intrants à faibles coûts, notamment les effluents d’élevage, partent gagnantes", confirme Léonard Jarrige. Mais les effluents d’élevage nécessitent en général des unités plus grosses. "Moins on a d’intrants méthanogènes, plus il faut surdimensionner les unités et donc les investissements", indique-t-il. Mais Philippe Collin assure qu’il reste de la place pour les petites unités (de moins de 100 kW électriques installés) : "J’ai un collègue qui a une unité de 50 kW uniquement en effluents avec 300 vaches laitières", témoigne-t-il.

 

Gaz et biogaz, une affaire d’autonomie

La loi de Transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) de 2015 fixe un objectif de 10 % de gaz renouvelable dans les réseaux d’ici 2030. Choix stratégique, l’autonomie en gaz est l’objectif fixé par un scénario de l’opérateur français de transport de gaz GRTGaz et l’Ademe (Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie) publié en 2018. La France pourrait être complètement autonome en production de gaz. Cette autonomie serait assurée par la méthanisation, par la pyrogazéification de résidus de bois et par la méthanation, procédé qui consiste à produire du méthane avec du CO2 et de l’hydrogène. Cet hydrogène serait produit par l’hydrolyse de l’eau pendant les périodes d’électricité excédentaire des énergies intermittentes (éolien, photovoltaïque). Les professionnels du secteur rappellent que le gaz a un avantage sur l’électricité, il est facilement stockable. "Quand on produit du gaz renouvelable, il est stockable à un prix modéré. Un tiers de la consommation française de gaz (gaz fossile et gaz renouvelable) peut être stocké dans des réserves souterraines", indique Jean Lemaistre, secrétaire général de l’association France Gaz renouvelables (FRG).

 

La piste du gaz porté

Une piste pour contourner l’éloignement du réseau existe : le biométhane est collecté à la ferme par des unités mobiles qui l’injectent dans des stations. Une installation de ce type fonctionne en France dans le Loir-et-Cher, Méthabraye, exploitée par une SAS qui regroupe 17 exploitations agricoles, dont 14 en élevage laitier et 3 en élevage porcin. "Nous sommes à 16 km du réseau", indique Delphine Descamps, présidente de la SAS et éleveuse de vaches laitières. Pour l’instant le système du gaz porté "est coûteux parce que l’opérateur du réseau demande que le biométhane soit très pur, mais en tout cas c’est prouvé, ça fonctionne",
a-t-elle commenté.
Un 2e site d'injection de biogaz porté a été implanté en Bretagne près de Pontivy (56). Il fonctionne à partir d'unités de méthanisation de collectivités, d'entreprises agro-alimentaires et bientôt d'agriculteurs du secteur.

 

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