Biogaz et méthanisation

Note pour les comités opérationnels 10 (Energies renouvelables) et 15 (agriculture) COMITE DE LIAISON ENERGIES RENOUVELABLES (CLER) Contact: Christian Couturier, christian.couturier@solagro.asso.fr 05 67 69 69 69 Biogaz et méthanisation 1. BIOGAZ: +2,1 MTEP D'ICI 2020... 2 a ) Gaz de décharge : +600 ktep 2 b ) Biogaz «agricole» : +1.400 ktep 2 c ) Autres ressources 3 2. UNE POLITIQUE POUR LE GAZ RENOUVELABLE... 4 a ) Exemple pour une unité de 30 m3/h de méthane (correspondant à 100 kw el.)5 b ) Exemple pour une unité de 100 m3/h de méthane (correspondant à 300 kw el.) 5 3. LE COUT DE PRODUCTION DE L ELECTRICITE A LA FERME... 7 a ) Caractéristiques structurelles générales 7 b ) Diversité de matières méthanisées et autonomie 7 c ) Diversité des débouchés thermiques 8 d ) Puissances électriques installées 8 e ) Investissement 9 f ) Rentabilité des projets 10 4. ANNEXES... 12 a ) Le potentiel biogaz des matières agricoles résiduelles est de 12 Mtep 12 b ) La méthanisation dégrade-t-elle le potentiel humique? 13 c ) Quel est le «rendement» de la méthanisation? 13 d ) Peut-on méthaniser les résidus de cultures sans dommages pour l environnement? 14

1. Biogaz: +2,1 Mtep d ici 2020 La ressource mobilisable à l horizon 2020 est estimée à 2,4 Mtep, soit +2,1 Mtep par rapport à la situation actuelle. a ) Gaz de décharge : +600 ktep Le potentiel de gaz de décharge récupérable et valorisable 1 passera par un maximum de 800.000 tonnes de méthane, ce qui correspond à une puissance électrique installée de 500 MW 2 (contre 100 MW actuellement). Tableau : potentiel de valorisation du gaz de décharge en France 2007 2 008 2009 2 010 2015 2 020 ktch 4 187 254 326 402 812 725 ktep 221 300 385 474 930 856 GWh 902 1 227 1 572 1 936 3 798 3 495 MW elec 113 153 197 242 475 437 Pour comparaison, la puissance installée sur gaz de décharge au Royaume-Uni est actuellement de 818 MW. La quantité de biogaz de décharge valorisée est passée de 822 ktep en 2001 à 1407 ktep en 2005, soit un rythme annuel d augmentation de +145 ktep par an. b ) Biogaz «agricole» : +1.400 ktep La puissance électrique installée en Allemagne en biogaz «agricole» est passée de 250 MW en 2004 à 1.250 MW en 2007. Ceci démontre la capacité de l industrie allemande du biogaz à fournir une offre de 300 MW de capacité supplémentaire annuelle. La voie française sera différente de la voie allemande : la situation actuelle est comparable à la situation qui prévalait en Allemagne avant l introduction d une prime aux cultures énergétiques. Au cours de la première phase de développement, il s est construit près de 2000 installations totalisant 250 MW électriques. Tableau : évolution des capacités installée en biogaz agricole en Allemagne 3. Année 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Capacité cumulée, MW 49 78 110 160 190 247 665 949 1270 TCAM - 59% 41% 45% 19% 30% 169% 43% 34% Capacité installée, MW - 29 32 50 30 57 418 284 321 1 Source : «Waste Landfilling in Europe: Energy Recovery and Greenhouse Gas Mitigation», étude réalisée par SOLAGRO pour la Sustainable Landfill Foundation, Février 2008. http://www.sustainablelandfillfoundation.eu 2 La puissance est calculée en moyenne sur 8.000 heures par an. 3 Source : Biogas basisdaten Deutschland, Janvier 2008. FNR.

Le potentiel de biogaz agricole en France est calculé en faisant l hypothèse que le rythme d installation de 300 MW par an sera atteint en 2020. En partant d une puissance installée de 1 ou 2 MW en 2009, cela suppose un taux de croissance annuel moyen d environ 60 ou 70%. D où le tableau ci-dessous. Tableau : prospective sur le développement du biogaz agricole en France 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Puissance installée, MW 1 2 3 5 8 13 22 38 63 107 179 301 Puissance cumulée, MW 1 3 6 10 18 32 54 92 155 262 441 742 ktep/an 4 2 5 10 19 33 58 99 169 285 481 810 1362 Ces chiffres comprennent les installations individuelles et les installations collectives, pratiquant la codigestion de sous-produits agricoles (déjections d élevages, résidus de cultures) et de déchets agro-alimentaires, avec une proportion marginale de cultures énergétiques dédiées. Le gisement mobilisé en 2020 correspond à 13% du gisement des matières agricoles résiduelles (incluant les résidus de culture, mais sans compter les déchets agroalimentaires). Toutes les données sont présentées ici en puissance électrique. Il suffit de multiplier les puissances électriques par 3 pour obtenir un équivalent en puissance «gaz». c ) Autres ressources Les autres ressources n ont pas été étudiées ici. On assiste à une importante progression du biogaz produit par méthanisation des déchets ménagers et assimilés. Le potentiel supplémentaire sur boues d épuration, ainsi que sur effluents industriels, reste également important. À titre indicatif, une unité traitant 50.000 tonnes de déchets en méthanisation produit environ 3.000 tep en énergie primaire. Le potentiel de développement est sans doute largement supérieur à 100 ktep. 4 Conversion MW en ktep : hypothèses d un fonctionnement de 7500 heures, rendement électrique de 35%.

2. Une politique pour le gaz renouvelable a ) Un mécanisme similaire aux dispositifs existants pour l électricité renouvelable Le soutien au gaz renouvelable pourrait être construit à l image des dispositifs de soutien à l électricité renouvelable : Obligation d achat de la part des distributeurs locaux Prix d achat garanti sur le long terme, à un niveau suffisamment attractif pour les producteurs Le surcoût par rapport au prix du marché est financé par la CSPE Ces aspects avaient été étudiés dans le cadre du projet BIOCOMM (Altener 4.1030/C/02-082/2002), ils avaient abouti à une esquisse de projet de directive européenne. L étude indique que le coût de la production du biogaz injecté sur le réseau public, se décompose ainsi : Taille Petites unités (<100 m3/h) Grandes unités (200-300 m3/h) Correspondance en kw élec 200 kw el 500 kw el Coût de production, /MWh gaz 50-60 30 Coût d épuration, /MWh gaz 30-40 15 TOTAL, /MWh gaz 80-100 45 Le coût de la canalisation de raccordement est estimé à 6 par mètre et par an : pour une canalisation de 5 Km par exemple, on compte 30.000 /an comprenant les annuités et les coûts de maintenance. Nous avons repris ces calculs sur une version adaptée du logiciel «GAZDEFERME» (variante «production de gaz naturel») pour vérifier s ils correspondent à la situation française.

b ) Quel coût d achat pour le gaz renouvelable produit à la ferme? Exemple pour une unité de 30 m3/h de méthane (correspondant à 100 kw el.) Mélange : 3000 t lisier, 700 t fumier, 700 t paille (50 /t) Injection réseau à 5 kilomètres. Matière première Méthanisation Epuration Injection TOTAL Investissement k 305 314 250 868 Annuités k /an 38 39 31 107 Conduite k /an 18 18 Achat électricité K /an 9 9 Maintenance K /an 9 33 43 Autres coûts K /an 38 2 39 Total exploitation K /an 38 38 33 0 109 Total annuités + exploitation K /an 38 76 72 31 216 Coût total /MWh 20 41 39 17 117 Exemple pour une unité de 100 m3/h de méthane (correspondant à 300 kw el.) Mélange : 9000 t lisier, 2000 t fumier, 3000 t paille (50 /t) Injection réseau à 5 kilomètres. Matière première Méthanisation Epuration Injection TOTAL Investissement k 903 612 250 1765 Annuités k /an 111 75 31 218 Conduite k /an 51 51 Achat électricité K /an 33 33 Maintenance K /an 21 119 139 Autres coûts K /an 150 6 156 Total exploitation K /an 150 110 119 0 379 Total annuités + exploitation K /an 150 222 194 31 596 Coût total /MWh 23 34 29 5 90 Nos calculs confirment les résultats de l étude BIOCOMM, qui s appuie sur plusieurs études réalisées en Suède (SGC) ou en Allemagne (Wuppertal Institut). Pour des installations «à la ferme», le prix d achat du gaz renouvelable devrait donc se situer aux environs de 90 à 120 /MWh. Le prix du gaz naturel à l importation a dépassé 20 /MWh (source DGEMP). Le différentiel par rapport au tarif du marché est de 70 à 100 /MWh de gaz.

Graphique : évolution du prix du gaz importé CAF en constants (2006) par MWh Le prix d achat de l électricité ex-biogaz peut atteindre, pour des situations comparables, de 140 /MWh si la chaleur est correctement valorisée. Pour comparaison, le prix de vente de l électricité sur le marché européen est de 46 /MWh en 2006. Pour l électricité, le différentiel entre le prix de marché et le tarif d achat est donc de 94 /MWh. Dans les deux cas, le gaz et l électricité-, le différentiel entre le prix du marché et le prix d achat, est donc du même ordre de grandeur. Il est donc légitime d accorder au gaz ce qui a été accordé à l électricité, sur le plan tarifaire. Une autre conclusion de ces études est que le coût du raccordement au réseau ne doit pas être surestimé. En effet, il ne compte que pour 5 à10% du coût global dans les deux cas analysés ici. Il est donc possible de transporter le gaz sur des distances relativement importantes beaucoup plus loin que l eau chaude.

3. Le coût de production de l électricité à la ferme Le coût de production de l électricité, pour des installations de méthanisation à la ferme, est analysé ici à partir des études réalisées par Solagro. Il ne s agit donc pas d un échantillon représentatif, mais de situations réelles ayant fait l objet d une étude d avant-projet. a ) Caractéristiques structurelles générales Les exploitations agricoles engagées dans une démarche méthanisation individuelle avec Solagro sont de taille relativement importante, tant au niveau de la SAU que du nombre d UGB (Unité Gros Bétail): - SAU moyenne sur cet échantillon : 189 ha (moyenne française : 45 ha). - nombre moyen d UGB : 750 ; le GAEC X et ses 9 700 UGB biaise fortement cette moyenne. Si on n intègre pas cette exploitation, le nombre moyen d UGB descend à 226. - Toujours en excluant le GAEC X, la charge d UGB/ha est de 1,2 (moyenne française : 1,1). - Le nombre moyen d UTH par exploitation est de 5 (moyenne française : 2,2). b ) Diversité de matières méthanisées et autonomie Autonomie sur le gisement de matière Sur les projets étudiés, les gisements de matière organique destinés à la méthanisation proviennent : des activités de l exploitation agricole : 71% du gisement brut total, de co-substrats extérieurs à l exploitation : 29% du gisement total. Cette répartition reflète la bonne autonomie des exploitations agricoles pour ce qui est du gisement disponible en propre : 12 exploitations sont ainsi autonomes pour plus de 2/3 du gisement brut, mais 3 exploitations disposent de moins d 1/3 du gisement en propre. Diversité matières méthanisées des Le graphique suivant illustre la diversité des matières organiques intégrées dans les projets de méthanisation. Fumier et lisier forment 65% du tonnage total méthanisé.

c ) Diversité des débouchés thermiques La chaleur produite par cogénération est destinée à être valorisée pour : du chauffage de maisons d habitation : 32% de la chaleur totale valorisée, du chauffage de bâtiment d élevage et d eau de lavage : 27% de la chaleur totale valorisée, du chauffage de serre : 24% de la chaleur totale valorisée, du séchage de matières : 17% de la chaleur totale valorisée, d ) Puissances électriques installées Les puissances supérieures à 250 kva sont exceptionnelles.

Certains élevages, sans co-produits, disposent d un gisement agricole de 250 kw. Mais il s agit dans ces deux cas soit d un élevage très important, soit d un agriculteur collectant des lisiers et fumiers dans son voisinage. Le projet de 350 KW dépend à 80% de coproduits. e ) Investissement L investissement est relativement proportionnel au tonnage de matières méthanisées. Rapporté au kw, l investissement peut dépasser les 10.000 /kw. Il ne devient inférieur à 5.000 que pour des puissances supérieures à 250 kw. Le cas général est entre 6.000 et 9.000 /kw.

f ) Rentabilité des projets En fonction de la puissance : - au-dessous de 50 kw, les cas de rentabilité sont exceptionnels - au-delà, la rentabilité ne dépend guère de la puissance - le temps de retour est de l ordre de 10 ans ± 3 ans En fonction du taux de valorisation : tous les projets dont le taux de valorisation global est supérieur à 70%, ont un TRB (temps de retour brut) inférieur à 10 ans.

Aucun projet dont le taux de valorisation est inférieur à 45% n a un TRB inférieur à 15 ans. En fonction de la présence des coproduits : - tous les projets disposant de plus de 50% de coproduits sont rentables ; mais pas plus que les projets sans ou avec très peu de coproduits

4. Annexes a ) Le potentiel biogaz des matières agricoles résiduelles est de 12 Mtep L ensemble des résidus de culture totalise 45 Millions de tonnes de matière organique. Surface, Mha Millions de tonnes de matière organique TOTAL 12,2 44,7 Blé 5,1 17,0 Autres céréales 2,1 6,9 Maïs grain 1,8 6,7 Colza 1,4 6,5 Tournesol 0,8 3,8 Pois protéagineux 0,5 1,6 Autres oléagineux et protéagineux 0,1 0,2 Betterave industrielle 0,4 2,1 Environ la moitié des pailles de céréales sont récoltées pour utilisation en litière (fumier). Une partie de ces résidus n est pas récoltable en l état actuel des pratiques et techniques, mais peut le devenir. Les résidus de culture ne comprennent pas uniquement les pailles de céréales, mais aussi des résidus rarement récoltés aujourd hui, comme les cannes de maïs ou de tournesol, ou les pailles de colza. Résidus de culture: 45 MtMO Disponible: 35 MtMO Litière: 9 MtMO Fumier: 20 MtMO Système fumier: 11 MtMO Déjections: 26 MtMO Lisiers : 2,5 MtMO Laissé aux champs: 13 MtMO La production de fumiers et lisiers totalise 22,5 Mt de matières organiques.

En prenant comme hypothèses une dégradabilité moyenne de 50% et une productivité de 500 m3 de méthane par tonne de matière organique dégradée, le potentiel énergétique est de 5,3 Mtep en valeur PCs (1 m3(n) de méthane = 39,82 MJ). Pour les résidus de culture, on prend une dégradabilité moyenne de 40% seulement (coefficient de digestibilité de la paille de blé). Le potentiel énergétique est de 6,6 Mtep en valeur PCs. Le gisement total est donc de 11,9 Mtep PCs (ou 10,7 Mtep PCi), avec les technologies actuelles. Le taux de dégradation des pailles (et des fumiers) doit pouvoir être significativement amélioré, puisque environ la moitié de la cellulose et hémicellulose reste dans le digestat. b ) La méthanisation dégrade-t-elle le potentiel humique? Que la méthanisation conserve les nutriments minéraux (azote, phosphore, potassium et autres) n est contesté par personne. En revanche l impact sur le carbone est souvent mal compris. La méthanisation décompose les chaînes carbonées les plus rapidement biodégradables, mais les organismes microbiologiques présents dans un digesteur n attaquent pas la lignine. On considère que 85% de la masse d une paille laissée aux champs est décomposée dans l année (essentiellement sous forme de CO 2 ), et seuls 15% contribuent à la formation de l humus. En méthanisation, le taux de dégradation de la paille est de 40% (la matière est décomposée sous forme de CH 4 et de CO 2 ). La paille digérée, restituée au sol, conserve donc non seulement son potentiel humique, mais conserve également une proportion encore significative des autres composants comme la cellulose. La méthanisation agit sur le carbone comme le compostage : la fraction organique facilement biodégradable est transformée en gaz, la fraction résistante contribue à la formation de l humus et au stockage durable de carbone dans les sols. c ) Quel est le «rendement» de la méthanisation? Le potentiel énergétique intrinsèque de la matière organique est indépendant de la voie de conversion (thermochimique ou biologique, y compris voie alimentaire). Les produits de combustion finale sont le gaz carbonique et l eau, dans des proportions stoechiométriques dépendant uniquement de la composition chimique du produit initial (proportion carbone hydrogène oxygène azote). Une quantité de matière organique transformée en énergie génère donc la même quantité d énergie quelle que soit la technologie. La différence entre les filières thermochimiques et la méthanisation, réside dans le fait que les conversions thermochimiques sont en général des dégradations totales de la matière organique. Avec la méthanisation, seule une partie de la matière (généralement 50 à 60%) est dégradée. La fraction non dégradée contient les chaînes carbonées capables de produire de l humus. Le rendement se mesure donc non pas par rapport au potentiel énergétique de la totalité de la matière (PCs) mais uniquement par rapport au potentiel de la matière organique digestible (PCH 4 ). Le bilan énergétique global d une chaîne s analyse en tenant compte des pertes et autoconsommations. Concernant les voies thermochimiques, une partie de l énergie est

perdue sous forme de vapeur d eau (sauf en cas de condensation sur les gaz de combustion). On utilise alors le PCi pour caractériser le potentiel énergétique. La méthanisation concerne en général des matières humides, dont le PCi est très inférieur au PCs le PCi peut même être négatif. Lorsque l on considère des produits secs, comme les résidus de culture, la comparaison n est pas pertinente dans la mesure où la combustion détruit le potentiel humique. d ) Peut-on méthaniser les résidus de cultures sans dommages pour l environnement? Cette question s analyse de la même manière que l on analyse la possibilité d exporter la paille d un territoire donné. Certains sols ne tolèrent aucune exportation de paille pour quelque usage que ce soit. D autres sols supportent une exportation pour des usages comme la litière, l alimentation du bétail, et plusieurs études ont été réalisées pour définir le potentiel d exportation sous forme d énergie. Jusqu à présent, ces études n ont considéré que l exportation pour des conversions thermochimiques, sans retour au sol. Pourtant il est évident que la filière méthanisation offre d autres opportunités très larges. La méthanisation restitue aux sols 100% du carbone stable (c est-à-dire qui met plus d un an à se dégrader aux champs en conditions naturelles), et le quart ou le tiers du carbone rapidement biodégradable. Si l on considère le carbone stable, alors il n y a aucune limite agronomique à l utilisation de la totalité des résidus de culture pour la production de biogaz.