Que choisir : Biométhane ou électricité?

La méthanisation est l’une des réponses au défi de la transition énergétique. Entre injection et cogénération, les agriculteurs hésitent. Quelques éléments de réponse.

Visite de l’unité de méthanisation créée dans le prolongement de l’esprit coopératif qui fédère les agriculteurs de la cuma de St Quentin à Marcillac, en Dordogne.

La méthanisation présente de nombreux intérêts agricoles. Citons en particulier le retour au sol d’un fertilisant organique. Elle peut résoudre aussi des difficultés de gestion des effluents dans certaines exploitations. Mais la méthanisation est d’abord une source de diversification des revenus susceptible de conforter l’équilibre économique des exploitations.

5 ans pour réaliser un projet en moyenne

Cependant, cette nouvelle production agro-énergétique exige de lourds investissements financiers et humains. Elle demande de l’opiniâtreté et de la persévérance de par les délais de réalisation et les divers imprévus techniques, administratifs, réglementaires, financiers…, rencontrés. Entre la naissance du projet et le démarrage d’une unité d’injection, on compte en moyenne 5 ans! Se rajoutent éventuellement des difficultés d’acceptabilité des projets dans certaines zones. Il s’agit donc de projets qui nécessitent d’être mûris pour progresser en compétences.

Tarifs garantis

En contrepartie de ces contraintes, cette filière offre des garanties de rachat sur 15 ans du gaz ou de l’électricité produits, à des tarifs assurés. Aucune autre production agricole n’a une pareille maîtrise des prix de vente sur le long terme!

Dans toutes les régions, l’attrait pour la production de biogaz décolle. Les constructeurs, installateurs et bureaux d’études peu scrupuleux, présents au départ sur ce marché émergent, ont pour la plupart mis la clé sous la porte. On est loin de la période, une quinzaine d’années désormais, où seuls des agriculteurs «francs-tireurs» défrichaient obstinément ce nouveau champ d’énergie renouvelable.

Désormais, le contexte ambiant est plus incitatif. «En Nouvelle-Aquitaine, une feuille de route régionale dédiée à la transition énergétique et écologique a été adoptée le 9 juillet 2019: Néo Terra. Elle vise à atteindre 45% d’énergies renouvelables dans le mix énergétique en 2030 et 100% en 2050. Ainsi que 30% de gaz vert injecté dans les réseaux régionaux en 2030. Avec l’objectif de devenir exportateur de gaz vert en 2050», témoigne Juliette Chenel, animatrice de MéthaN-Action (Dispositif d’accompagnement à la méthanisation en Nouvelle-Aquitaine), géré par la Frcuma Nouvelle-Aquitaine.

Cogénération ou injection

Deux modes de valorisation existent aujourd’hui. Ils ont chacun leurs atouts et leurs contraintes:

  • la cogénération, qui transforme le biogaz en électricité d’une part et en chaleur d’autre part,
  • l’injection de biométhane (biogaz épuré) dans les réseaux de gaz (distribution ou transport).

Pour le premier secteur, ce sont 180 MWe (mégawatt électrique) de volume d’électricité produit en France au 30 juin 2019. Cela représente 532 unités de méthanisation. La Bretagne et le Grand Est sont les premières régions productrices.

Côté injection, la France disposait en octobre 2019, d’une capacité maximale de production de 1.804 GWh (giga Watt heure). Soit +96 % en 16 mois. 107 unités de méthanisation sont recensées au 30 octobre.  Et 80% des producteurs sont agriculteurs.  Là aussi, la région Grand Est domine, suivie de près par la Nouvelle Aquitaine. A noter:  les unités de méthanisation en injection traitent généralement de volumes plus importants de substrats que les unités en cogénération.

Le seuil de viabilité pour réaliser un projet d’injection est situé à 100 Nm3/h. A contrario, on voit des unités de méthanisation développées individuellement à l’échelle d’un petit élevage par exemple.  Pour déterminer quel modèle choisir, plusieurs éléments sont à prendre en compte en fonction du contexte local et de la réalité de son exploitation.

Au cours du dernier Salon aux champs qui s’est tenu en 2019 dans les Côtes-d’Armor, les principaux modèles d’unités de méthanisation ont été présentés.

 

Des atouts pour l’injection

Depuis la revalorisation des tarifs de biométhane en 2014, et encore plus depuis 2 ans, c’est bien l’injection de biométhane qui tend à se développer en France. Illustration de cet engouement: la publication récente de l’étude nationale «Un mix 100% gaz renouvelable en France en 2050?». En Nouvelle Aquitaine, les pouvoirs publics incitent à opter pour l’injection plutôt que la cogénération. D’ailleurs, quand un projet dont le mode de valorisation envisagé est la cogénération et lorsque celui-ci présente une puissance supérieure à 300 kWe, le porteur a l’obligation de faire une étude d’injection.

Du point de vue économique, l’injection apparaît plus rentable que la cogénération puisque l’on valorise 95% du gaz produit. Contrairement à la cogénération où la proportion de gaz valorisé tombe à 70%. Autre atout non négligeable pour l’injection: dans le montage et le développement d’un projet, on n’a pas à se préoccuper de la chaleur contrairement à la cogénération où la valorisation de la chaleur produite participe à l’équilibre économique de l’unité de méthanisation.

En parallèle, les techniques d’épuration ont été perfectionnées. Ceci a généré une diminution rapide des coûts d’injection et conforté les espoirs de rentabilité. «En Nouvelle-Aquitaine, les porteurs de projets d’unités de méthanisation en injection escomptent des retours d’investissement sur 7 à 8 ans», observe Juliette Chenel.

Cogénération ou injection? Chaque procédé présente des opportunités et des contraintes.

 

La majorité des nouvelles installations

On observe une augmentation du nombre d’installations de biométhane de 73% en 2018 en France (contre + 5% seulement pour les unités en cogénération). Les volumes injectés ont crû de 76%. Pourquoi une telle augmentation? «La filière biométhane a bénéficié d’un coup de pouce conséquent depuis décembre 2017.  L’Etat prend en chage 40% du coût de raccordement des installations de production de biométhane aux réseaux de distribution de gaz naturel. Aide étendue depuis aux réseaux de transport. Elle bénéficie aussi de deux outils économiques: un tarif d’achat réglementé et garanti pendant 15 ans pour les producteurs (au même titre qu’un tarif de rachat existe pour la cogénération) et un système de garanties d’origine assurant la traçabilité du biométhane et permettant sa valorisation auprès du consommateur», explique la représentante de MéthaN-action.

Les garanties d’origine figurent dans le contrat de vente signé entre le producteur et le fournisseur qui achète le biométhane. Elles certifient que le gaz vendu est bien d’origine renouvelable. Ceci donne lieu au versement d’une «prime aux intrants» qui se rajoute au tarif brut. Le verdissement de l’offre de gaz répond en effet à une attente de plus en plus forte des consommateurs.

Capacité et nombre d’unités de production de biométhane.

 

Pas partout!

Cependant, l’injection de biométhane n’est pas toujours possible pour tous les projets. Elle nécessite d’être étudiée au cas par cas. En effet, plusieurs critères sont à respecter pour assurer une rentabilité du projet.

En premier lieu, figure la distance entre le site de production et le point d’injection sur une canalisation de gaz. D’autre part, il est obligatoire aussi de vérifier la capacité du réseau à accueillir le débit souhaité. A noter: l’évaluation des coûts de raccordement au réseau gaz est essentielle car elle peut varier fortement d’un projet à l’autre.

D’autres éléments freinent l’essor du biométhane. La question du financement du développement du réseau de gaz pour permettre le développement d’installations sur tout le territoire, est centrale. Les acteurs de la filière biogaz attendent aussi que s’opère une véritable structuration de la filière française qui permettrait de faire baisser les coûts…

En parallèle, la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE), publiée en début d’année par le ministère de la Transition écologique et solidaire, marque un recul des ambitions. Les objectifs ont été revus à la baisse. Il est prévu désormais que le biogaz atteindra 7% de la consommation de gaz en 2030 (contre 10% affichés dans la loi LETCV de 2015, Loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte).

Côté professionnel, on est circonspect. Comment en si peu de temps atteindre ce niveau, même revu à la baisse, sans une diminution très significative des coûts de production? La percée de cette filière sera conditionnée aussi par la pérennité des subventions accordées par l’Europe (FEDER), l’ADEME et les collectivités locales (30 à 40% du coût d’investissement d’une unité en Nouvelle-Aquitaine). Et même avec ce niveau d’aides, les projets ne débouchent pas tous puisque le banquier demandera toujours aux candidats un niveau de fonds propres d’environ 10%. Un montant pas négligeable quand on sait que les projets actuels d’unités de méthanisation en injection sont généralement de l’ordre de 2 à 3 millions d’euros!

Nombre et capacité de production des unité de cogénération

 

Micro-méthanisation

Aussi, dans ce panorama complexe et évolutif, les projets d’unités de méthanisation en cogénération de plus petite dimension, tournées éventuellement vers l’autoconsommation, ne sont pas définitivement enterrés… Dans les Hauts de France, la coopérative Prospérité Fermière encourage la micro-méthanisation chez ses adhérents, jugée moins chronophage que les unités classiques. L’investissement, environ à 165.000 € pour une unité de 22 kW, est amorti en 7-8 ans selon les responsables de la coop. Risque financier, temps de travail, technicité…, autant de critères à mettre en perspective avant de se lancer définitivement dans telle ou telle voie…

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