Imprimé le 12/12/2019 19:16:57

MéthanisationLa hausse des tarifs d'achat fera-t-elle redécoller le biogaz ?

| par Cécile Julien | Terre-net Média

La filière biogaz française espère que l'annonce de nouveaux tarifs de rachat de l'électricité donnera une bouffée d'oxygène pour les agriculteurs qui hésitaient à créer des unités de méthanisation.

Méthanisation unité de biogazFaute de candidats, les tarifs d'achat de l'électricité issue de la cogénération du biogaz ont été réévalués fin 2016, tout comme la prime aux effluents d'élevage et la valorisation de la chaleur qui n'est plus conditionnée dans le tarif. Au delà de 300 kW, mieux vaut injecter directement le gaz dans le réseau et/ou faire rouler des véhicules (GNV). (©Terre-net Média)

D’ici à 2030, d’après la loi de transition énergétique, 10 % de notre consommation de gaz et 40 % de notre électricité doivent provenir d’énergies renouvelables. Et c’est là tout l’intérêt de la méthanisation : le biogaz issu de fermentations anaérobies peut être injecté directement dans le réseau d’approvisionnement, comme brûlé en cogénération pour produire électricité et chaleur. Pour satisfaire ces ambitions, l’objectif est de 1 000 méthaniseurs en 2020. Pourtant, cette nouvelle filière a eu du mal à décoller. A fin 2016, il n’y avait que 270 unités en fonctionnement et seulement 24 en injection de gaz épuré dans le réseau. Bien peu, surtout si l’on se compare à nos voisins d’Outre-Rhin, où plus de 7 000 méthaniseurs sont en production.

« La méthanisation démarre plus lentement qu’on le souhaitait, reconnait Gilles Petitjean, directeur de l’Ademe Bretagne, lors de la 6e édition du salon Biogaz. Pourtant c’est une filière qui a un intérêt à la fois énergétique et environnemental, tout en diversifiant les activités agricoles ». Le coup de pouce des nouveaux tarifs pourrait lui apporter une bouffée d’oxygène. Annoncés en décembre 2016, ces tarifs ont été établis en intégrant les coûts de fonctionnement des premières unités. « Ils sont plus en phase avec les réalités économiques », apprécient les acteurs de la filière.

Pour les installations d’une puissance électrique maximale inférieure ou égale à 80 kW, le tarif est de 175 €/ Mwh ; pour celles d’une puissance électrique entre 80 kW et 500 kW, il est de 155 €/ Mwh. Au-delà de 500 kW, on rentre dans une procédure d’appel d’offres. Pour accélérer la mise en route des unités, ces tarifs baisseront régulièrement de 0,5 % par trimestre à partir de 2018. Au-delà de 300 kW, l’injection semble plus porteuse et GRDF affiche un accompagnement pour trouver des solutions de raccordement quand le réseau est trop éloigné.

Fin de l’obligation de valoriser la chaleur

La prime aux effluents d’élevage a aussi été réévaluée, y compris pour les unités déjà en fonctionnement. Quand les effluents d’élevage représentent plus de 60 % des intrants, la prime sur le kWh d’électricité vendu est augmentée de 5 centimes.

Dernier changement, il n’y a plus d’obligation liée à la valorisation de la chaleur dans les projets en co-génération pour obtenir le meilleur tarif de rachat de l’électricité. Mais cette obligation demeure pour accéder aux aides (Ademe, collectivités locales). Enfin, la contractualisation est passée de 15 à 20 ans, avec un plafond à 140 000 heures, soit « 17 ou 18 ans pour une unité qui fonctionne bien ».

Si ces nouveaux tarifs vont faire du bien, les projets en place sont loin d’être dans l’euphorie économique. D’abord parce que les premiers ont essuyé les plâtres d’une filière naissante. « Même avec une nouvelle tarification plus favorable, cela reste difficile d’analyser la rentabilité de la filière, prévient Armelle Damiano spécialiste méthanisation à l’association Aile. Les projets sont variés et encore peu nombreux pour arriver à établir des typologies d’exploitation ». De plus, la rentabilité n’est pas linéaire, au gré des changements d’intrants, du renouvellement de matériel.

S’assurer de la rentabilité de son projet

Nombreux sont les facteurs qui jouent sur la rentabilité. Il y a évidemment la quantité d’énergie produite, sa valorisation, celle de la chaleur en cogénération, la proximité d’un réseau en cas d’injection. Il y a aussi le besoin de trouver des gisements de matières organiques suffisamment méthanogènes et assurer la sécurité de ces approvisionnements, leur coût de collecte et de stockage ; la gestion du digestat (épandu sur l’exploitation ou devant être exporté). En cogénération, la valorisation de la chaleur est nécessaire mais difficile. Face à la quantité de chaleur dégagée, il faut souvent créer un autre atelier (serre, séchage en grange), ce qui augmente les investissements et la charge de travail.

La méthanisation est un nouveau métier à maîtriser. Arriver à optimiser le fonctionnement du digesteur compte pour beaucoup dans la rentabilité : l’hétérogénéité des intrants demande un suivi précis pour, d’une part éviter les arrêts par exemple avec des fumiers trop pailleux qui bouchent, d’autre part optimiser la production de biogaz.

Attention, les « gros » projets ne sont pas forcément les plus rentables. Car s’il y a des économies d’échelle, il y a aussi plus de contraintes : le digestat doit être traité pour être exporté, les volumes d’intrants à trouver sont importants. « Depuis 2014, les projets sont mieux construits, note Lionel Tricot, de la société Elanor, qui a analysé les résultats économiques des unités bretonnes. Il n’y a plus que 5 % d’écarts entre le projet et les factures, alors qu’avant on était souvent à 15 % ». Lionel Tricot avance un coût d’investissement entre 8 à 11.000 euros d’investissement par kW.

Jouer collectif

Pour ceux que l’aventure méthanisation tente, la première étape est, sur son territoire, de superposer les besoins de chaleur (projets agricoles, réseaux de collectivités) et les gisements de ressources (effluents d’élevage, IAA). « Deux créneaux se développent, remarque Armelle Damiano : les gros projets collectifs à plusieurs exploitations en injection pour jouer sur les économies d’échelle et la micro-méthanisation à partir des effluents d’une exploitation pour avoir une relative autonomie sur les approvisionnements. Les gros projets doivent lever le frein de leur acceptabilité, les plus petits doivent penser à la surcharge de travail ».

Entre ces deux modèles, le « petit collectif » à quelques exploitations permet de partager risques et compétences. « Comme tout projet collectif, sa réussite repose sur le bon fonctionnement du groupe ».

Quel que soit le modèle choisi, il faut se préparer à un projet long et lourd : de quatre à six ans entre l’idée et la mise en route.


Tous droits de reproduction réservés - Contactez Terre-net

A lire également

   Rechercher plus d'article