Enquête Méthanisation : boom en gestation

C’est à un potentiel boom que se prépare la filière méthanisation dans les prochaines années. Avec 900 unités actuellement en fonctionnement, la filière n’a pas complètement atteint l’objectif de 1 000 unités en 2020 qu’avait fixé le ministre de l’Agriculture Stéphane Le Foll en 2013. Mais il risque bien de le dépasser à toute allure dans les prochaines années : selon le ministère de la Transition écologique, 1 335 unités seraient actuellement en projet. Parmi elles, l’écrasante majorité (1 085) est composée de projets en injection, contre 250 en co-génération. Et c’est là que réside l’explication de cette soudaine vague.

Deux types d’installations existent dans le secteur de la méthanisation : la cogénération est la technique la plus couramment utilisée jusqu’ici, consistant à brûler du biogaz, produit notamment à la ferme, pour alimenter un générateur d’électricité, et valoriser la chaleur, laquelle représente plus de la moitié de l’énergie produite. L’exploitant méthaniseur est dans ce cas vendeur d’électricité. L’injection, quant à elle, est jusqu’ici très minoritaire. Elle 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. D’abord, parce que les pouvoirs publics et les grands opérateurs ont poussé dans ce sens depuis dix ans. En novembre 2011 est née officiellement la filière, avec un arrêté permettant l’injection de biogaz et fixant les conditions de rachat du biogaz. Dans les faits, 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.

Et pour parachever le décollage, la filière du biométhane « a bénéficié d’un coup de pouce conséquent depuis décembre 2017 ». Sur demande du gouvernement, les opérateurs de réseaux du gaz que sont notamment 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 (de la même façon qu’un tarif de rachat de l’électricité existe pour la cogénération) et un système de garanties d’origine assurant la traçabilité du biométhane et permettant sa valorisation auprès du consommateur.

La chaleur freine la cogénération

Si l’injection progresse tant, c’est aussi parce qu’elle est 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. En effet, dans ces systèmes, une part (35 à 40 %) de l’énergie produite par le biogaz est valorisée en électricité. Une autre petite moitié (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 tout le monde. « 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 requise

Certes la co-génération progresse. « On peut aussi installer des micro-turbines ORC pour faire de l’électricité avec la chaleur, même si les rendements sont faibles (environ 10 %) », explique Damien L’Huillier. Le principe de ces nouvelles turbines, mis au point par une start-up marseillaise il y a moins de dix ans, 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 », rappelle Grégory Lannou « 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, d’après Sia Partners cabinet français indépendant de conseil en management. 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. Cette situation commence à créer des tensions », témoigne Philippe Collin, agriculteur biologique et méthaniseur en Haute-Marne. Les coproduits à fort pouvoir méthanogène sont d’origines très diverses, cite-t-il : drèches de distillerie d’éthanol, pulpes de betteraves, poussières de céréales des silos, boues de station d’épuration, résidus d’industries papetières, sous-produits d’abattoirs, de boulangerie et de laiteries, déchets de pommes de terre, résidus de moutarde, etc..

Inflation des prix des matières méthanogènes

« Le prix des intrants à fort pouvoir méthanogène est passé de valeurs négatives à des valeurs positives. 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). Le mégawatt-heure est l’unité de base dans laquelle comptent les professionnels de l’énergie, en cogénération comme en injection.

La Confédération paysanne fait état de ces tensions, et les dénonce. Dans un document condensant sa position sur la méthanisation, 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.

Il se dit maintenant dans les milieux proches de la méthanisation que les tarifs de rachat du gaz injecté seront conditionnés à l’incorporation d’un taux significatif de déjections animales. « Ce n’est pas encore décidé, mais c’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 100kw électriques installés) : « J’ai un collègue qui a une unité de 50kw uniquement en effluents avec 300 vaches laitières », témoigne-t-il.

La filière du biométhane « a bénéficié d’un coup de pouce conséquent depuis décembre 2017 »

« Soit la chaleur risque d’être mal utilisée, soit il faut créer une activité pour la valoriser »

« Il y a une dizaine d’années l’exploitant était payé pour enlever les coproduits. Maintenant il doit payer la marchandise »