L’un des défis majeurs énoncé lors du protocole de Kyoto concerne la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère. L’une des réponses apportée par les différents signataires est de favoriser l’utilisation et le développement des énergies renouvelables.

Nous avons donc décidé de nous intéresser à la valorisation du biogaz sous différentes formes d’énergie et d’évaluer la contribution de cette énergie renouvelable dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre en France.

Le biogaz est un résidu de la méthanisation, c’est-à-dire de la digestion anaérobie des matières organiques. En effet, la méthanisation est tout d’abord une méthode de traitement des déchets très efficace. Dans un premier temps, nous avons donc étudié cette méthode de production de biogaz et de traitement.

Ensuite, nous avons axé notre analyse sur les différentes voies de valorisation du biogaz puis sur leurs perspectives de développement à travers l’étude du cadre réglementaire et des conditions économiques.

Après avoir dressé un bilan de la situation française et après l’avoir comparée à celle des autres pays européens, nous avons tenté d’estimer dans quelle mesure l’utilisation du biogaz peut contribuer à diminuer les émissions de gaz à effet de serre et à faire des économies d’énergie.

1. La méthanisation

1.1. Description

1.1.1. Définition

La méthanisation est un procédé biologique de dégradation de la matière organique par une flore microbienne. Elle se déroule en l’absence d’oxygène et est aussi appelée « digestion » ou « fermentation » anaérobie. La matière biodégradable est transformée en biogaz composé majoritairement de méthane (environ 60 %) et de gaz carbonique. Le digestat obtenu en fin de processus est un produit biologiquement stable, désodorisé, et éventuellement hygiénisé.

1.1.2. Le processus de méthanisation

Bien que nombreuses et complexes, les réactions se déroulant dans un digesteur anaérobie peuvent se diviser en trois étapes principales réparties entre différents groupes de bactéries : hydrolyse-fermentation, acétogénèse et méthanogénèse.

La première étape est l’hydrolyse ou, la décomposition par l’eau de la matière organique présente sous forme de grosses molécules, solubles ou non, comme les protéines, les graisses, les celluloses et amidon... Ces polymères sont cassés en monomères, briques élémentaires de la matière organique comme les acides aminés, les acides gras et les sucres simples. Un premier groupe de bactéries, les bactéries acidogènes, transforment le substrat en un mélange d’acides (lactique, butyrique, etc...) et de composés neutres (ex : éthanol).

Un deuxième groupe de bactéries transforme ensuite les divers acides et les autres produits issus de l’étape précédente en éléments précurseurs du méthane : acide acétique, dioxyde de carbone (CO2) et hydrogène (H2). Un transfert efficace de l’hydrogène des bactéries acétogénes aux bactéries méthanogènes est indispensable pour assurer le bon déroulement de l’ensemble du processus de méthanisation.

Enfin les bactéries méthanogènes utilisent ensuite les précurseurs formés lors des étapes précédentes pour produire du méthane. Ces étapes biochimiques et microbiologiques se déroulent simultanément ou séparément suivant le procédé anaérobie utilisé mais à des vitesses différentes.

1.1.3. Mise en œuvre

L’élément primordial nécessaire à la méthanisation, après les micro-organismes, est le digesteur, appelé aussi bioréacteur ou méthaniseur. Le réacteur de méthanisation est une simple cuve fermée et étanche, isolée thermiquement et équipée de dispositifs plus ou moins élaborés d’agitation et de suivi, dans laquelle les différentes espèces bactériennes se relaient pour dégrader les composés organiques de déchets ou de l’effluent à traiter et produire du biogaz.

Un digesteur peut traiter des substrats homogènes (mono-substrat) ou des mélanges (on parle alors de co-digestion), ce qui offre des opportunités pour traiter à l’échelle du bassin de vie divers types de déchets organiques (municipaux, agricoles, industriels).

1.2. Les différentes filières

1.2.1. Les boues de station d’épuration

La méthanisation est très utilisée pour traiter les boues de station d’épuration et les stabiliser avant leur épandage. Un traitement efficace est, en effet, nécessaire car l’épandage des boues n’est pas très bien accepté. Dans un contexte d'inquiétude générale liée à une succession de crises dans le domaine agro-alimentaire, la principale difficulté tient à l'ambiguïté du statut des boues d'épuration. D'une part, les pouvoirs publics français encouragent l'épandage des boues, notamment dans le but de limiter l'utilisation des engrais chimiques. D'autre part, les consommateurs acceptent difficilement que les produits qui leur sont proposés soient fabriqués à partir de plantes cultivées dans des champs couverts de boues d’épuration.

· Types de boues utilisées :

Selon si les boues produites sont plus ou moins chargées en matières organiques biodégradables, elles sont plus ou moins aptes à la méthanisation (cela dépend des modes opératoires choisis par les exploitants). Ainsi, les boues primaires et mixtes (digestion commune de boues primaires et de boues biologiques) ont une meilleure configuration pour la digestion anaérobie. On pratique actuellement la méthanisation surtout sur les boues mixtes mais d’autres résidus comme les graisses et huiles de vidanges peuvent aussi être traités par ce procédé. Les boues biologiques seules sont déjà fortement minéralisées et le taux d’abattement des matières organiques ainsi que la production de biogaz sont alors moindres. Il existe aussi des boues tertiaires qui proviennent du traitement spécifique de l’azote et du phosphore. Enfin, la co-digestion consiste à méthaniser dans le même lieu des boues d’épuration avec d’autres déchets comme des bio-déchets municipaux. Cette méthanisation est intéressante du point de vue technique car elle est garante d’une meilleure stabilité des procédés de digestion.

· Quand utiliser la méthanisation des boues ?

On pratique la méthanisation pour des raisons économiques lorsque le devenir final des boues pose des problèmes au niveau de la déshydratation, des traitements complémentaires, du stockage ou du transport par exemple. Dans la pratique, les tailles vont de 30 000 à 6,5 millions d’EH[1] mais ce seuil tend à diminuer car les contraintes de gestion des boues augmentent (cf. tableau ci-après).

Capacité des stations d’épuration	Milliers d’équivalent-habitants	Nombre de stations	Moyenne milliers d’EH/station
>500 00 EH	10 000	4	2 500
100 à 500 000 EH	5 500	28	200
30 à 100 000 EH	4 200	76	55
TOTAL	19 700	108	180

Le devenir des boues[2] :

- Epandage : 60%

- Incinération : 15%

- Décharge : 25 %

· Bilan énergétique

Bilan énergétique de la digestion anaérobie seule

La production d’énergie est directement liée à la quantité de matière volatile dégradée. La quantité d’énergie finale c’est-à-dire intégralement valorisable sous forme de chaleur ou d’électricité dépend du rendement de la chaîne des appareils. L’énergie consommée par la digestion (chaleur et électricité) doit aboutir à un bilan positif. Un bilan énergétique négatif révèle un disfonctionnement de l’installation ou un défaut de conception. Dans certains cas, la fourniture de biogaz est insuffisante.

La consommation d’électricité moyenne pour le traitement des eaux urbaines est en moyenne de 30 à 40 kWh par milliers d’EH. Le biogaz est susceptible de couvrir entre le tiers et la moitié des consommations d’électricité d’une station urbaine, ce qui représente en ordre de grandeur le quart du coût de fonctionnement.

Bilan énergétique de la digestion anaérobie avec les traitements avals :

- Bilan « digestion anaérobie + séchage thermique » : Le biogaz peut fournir l’essentiel de l’énergie nécessaire au séchage.

- Bilan « digestion anaérobie + incinération » : la diminution de la teneur en matières volatiles des boues diminue leur pouvoir calorifique. Mais elle ne diminue pas pour autant le potentiel énergétique global puisque « l’énergie » des matières volatiles dégradées se retrouve intégralement sous forme de biogaz.

La question est donc de savoir comment utiliser l’énergie du biogaz : comme combustible d’appoint pour l’incinération (les distances entre l’incinérateur et le digesteur ne doivent pas être trop grandes) ou pour le séchage thermique des boues.

1.2.2. Les déjections animales

Les lisiers sont les déjections des animaux élevés sans litière, sur des caillebotis ou sur un sol en béton raclé. En France, les quatre départements bretons cumulent plus de 30% de la production de lisier en France qui est de 52 millions de tonnes, représentant ainsi 18 millions de tonnes de lisier, avec des productions porcine et bovins-lait très importantes. D’autre part, en France, d'un point de vue réglementaire, les lisiers doivent être stockés dans une fosse étanche. La capacité minimale de stockage des déjections doit être de 4 mois, et suffisante pour contenir les déjections pendant toute la période où elles ne peuvent pas être épandues dans des conditions environnementales convenables. Inexistantes en France, les techniques de couverture étanche sont répandues en Europe (au Danemark, en Allemagne et en Italie en particulier). Elles sont utilisées sur les fosses de stockage de lisiers après la méthanisation, ou seules, sans digestion préalable.

Une installation de méthanisation nécessite une infrastructure assez importante. Il est nécessaire de construire deux fosses couvertes: une fosse appelée digesteur dans laquelle une pompe reliée à l’étable déverse le lisier et une autre fosse pour le stockage (du gaz et du surplus de lisier). Un système de chauffage est installé au niveau de la première fosse (le digesteur) car il faut atteindre une température de 40 °C pour que le méthane se libère. Afin d’optimiser la production de méthane, un agitateur brasse en permanence le lisier. Le gaz qui s’échappe est pompé et évacué vers la deuxième fosse de stockage (où le surplus de lisier est aussi déversé). Un moteur classique aspire le méthane de la fosse de stockage, il est brûlé et permet de faire tourner ce moteur. C’est un système autonome en circuit fermé. Le surplus de lisier qui se trouve dans la fosse de stockage est désodorisé et homogène, prêt pour un futur épandage (aucune perte en matière de propriété du lisier). Ce système est capable de digérer d’autres matières que le lisier comme la tonte des espaces verts.

Par ailleurs utiliser la méthanisation présente de nombreux avantages :

- Une fois couverte, la fosse à lisier ne dégage plus d’ammoniac (moins de pluies acides)

- La fosse à lisier étanchée n’émet plus aucune odeur. Le biogaz n’émet pas d’odeur lors de sa combustion.

- Le lisier stocké dans une fosse couverte, et encore plus le lisier méthanisé en digesteur, est enrichi en azote minéral plus facilement assimilable par les plantes. Une fois couverte, les eaux de pluies ne pénètrent plus dans la fosse. En France, ceci représente 8 millions de m3 d’eau que l’on évite de polluer. La couverture des fosses permet également d’éviter les débordements de fosse en cas de fortes pluies. 9 millions de m3 d’eau de pluie ne sont alors pas pollués par les lisiers.

- L’équipement d’une couverture étanche sur une fosse à lisier et encore plus l’équipement d’un digesteur permettent d’augmenter les qualités fertilisantes de celui-ci par augmentation de sa teneur en azote minéral (ammoniac). La volatilisation de l’azote lors du stockage en fosse non couverte se situe couramment entre 5 et 10% de l’azote total des lisiers.

Par conséquent, le traitement des déjections animales par la méthode de méthanisation présente des avantages indéniables non seulement grâce à la production de biogaz mais aussi par de nombreux atouts externes. Ainsi, même si elle n’est absolument pas répandue en France, la pratique de la méthanisation pour les déjections animales en agriculture est de plus en plus mise en avant par les professionnels de cette filière.

1.2.3. La fraction fermentescible des ordures ménagères

Depuis le milieu des années 1980, sont apparues les premières unités de méthanisation capables de traiter les déchets organiques solides, tels que les déchets ménagers et assimilés.

Mais ce n’est qu’à partir des années 1990 que la technologie est parvenue à un stade de maturation suffisante pour envisager un essor commercial. L’usine d’Amiens, construite en 1988, est restée pendant plus de 10 ans la plus importante unité au monde de méthanisation de déchets municipaux. Mais les problèmes rencontrés lors de la mise en service de cette usine ont laissé une image négative de la technique de méthanisation et ont freiné son développement. Ce n’est qu’en 1999 qu’une seconde collectivité, Valence, a opté pour cette technique, suivie en 2000 par le SIVOM de la vallée de Yerres et de Sénart qui a installé une unité à Varennes-Jarcy.

· Les déchets ménagers : définition et composition

On appelle « déchets ménagers » au sens large, les déchets collectés qui résultent de l'activité domestique des ménages (« déchets des ménages »).

On distingue :

- les déchets provenant des collectes usuelles (19,2 millions de tonnes)

- les déchets provenant des collectes séparatives (1,6 millions de tonnes)

- les déchets non-collectés (auto-élimination) (0,3 million de tonnes)

L'ensemble représente 21,1 millions de tonnes par an, soit 352 kilos par habitant et par an, soit environ un kilo par jour et par habitant.

Les déchets assimilés aux déchets ménagers sont les déchets issus des commerces, de l'artisanat, des bureaux et de l'industrie, mais collectés dans les mêmes conditions que les déchets ménagers. Ils représentent 5,2 millions de tonnes.

L'ensemble des déchets ménagers représente donc 26 millions de tonnes, soit 434 kg/habitant et par an.

Tableau récapitulatif de la provenance des déchets[3] :

	Poubelles	Collecte séparative	Total Déchets collectés	Auto-élimination	Total déchets ménagers
Déchets ménagers	19,2	1,6	20,8	0,3	21,1
Déchets non ménagers mais assimilés	5,2		5,2
Total	24,4	1,6	26,0	0,3	26,3

La composition des ordures ménagères, qu’il est indispensable de connaître pour déterminer les modes de tri et de traitement qui seront les plus adaptés, est la suivante :

	*en %*	*kg/hab/an*
Déchets putrescibles	28,8 %	125
Papier carton	25,3 %	109,8
Plastiques	11,1 %	48,2
Verre	13,1 %	56,8
Métaux	4,1 %	17,8
Autres	17,6 %	n.s.
Total	100 %	434

· Le manque de crédibilité de la gestion des déchets municipaux organiques

Dans une perspective de recyclage et de valorisation, la gestion des déchets municipaux organiques manque encore de crédibilité.

D’une part, le monde agricole, qui exige une qualité élevée des digestats issus du traitement des déchets urbains, fait encore preuve d’une certaine réticence face à la valorisation agricole des déchets ménagers car il a conservé l’image négative d’un compost urbain bas de gamme contaminé par des morceaux de verre ou de plastique. D’autre part, en amont de la filière, les pouvoirs publics ont surtout favorisé la collecte séparative de matériaux « propres et secs » au détriment des fermentescibles.

Pour renforcer la crédibilité de la gestion des déchets municipaux organiques, il faudrait donc rééquilibrer la collecte séparative des fermentescibles par rapport à celle des déchets propres et secs et clarifier les utilisations des amendements issus de déchets selon leur qualité.

· Le cadre juridique de la gestion des déchets ménagers

Différentes décisions réglementaires ont été prises au cours des trois dernières décennies afin de moderniser la gestion des déchets ménagers. Les priorités suivantes ont alors été définies :

- la prévention et la réduction de la production et de la nocivité des déchets,

- la limitation du transfert des déchets en distance et en volume,

- la valorisation des déchets.

La circulaire d’avril 1998 du Ministère de l’Environnement a fixé comme objectif pour 2010 de valoriser 50% des déchets ménagers collectés. De plus, à partir de 2002, seuls les déchets ultimes peuvent être mis en décharge. Dans le cadre de ces dispositions réglementaires, chaque département a dû élaborer un plan départemental d’élimination des déchets ménagers ou assimilés. La mise en place d’unités de méthanisation pour le traitement de la fraction fermentescible des ordures ménagères parait être une solution particulièrement bien adaptée pour la réalisation de ces différents objectifs.

· Le parc européen

Il existe aujourd’hui 78 unités industrielles de méthanisation de déchets ménagers et assimilés. La capacité de traitement est de l’ordre de 2,3 millions de tonnes de déchets par an. Entre 1989 et 1999, cette capacité a augmenté au rythme annuel moyen de 28 %. La capacité moyenne des usines est de 20000 tonnes par an. On estime que le gisement de déchets fermentescibles triés, récupérables par des collectes séparatives, est compris entre 100 et 150 kg par an et par habitant. Actuellement, une installation de méthanisation peut être considérée comme rentable dès que le bassin de population concerné est de 50000 habitants.

· Procédés de méthanisation des déchets ménagers et assimilés

Il existe deux voies principales pour la méthanisation des déchets ménagers et assimilés :

- dans des usines destinées spécifiquement à la méthanisation des déchets ménagers et assimilés. C’est la voie la plus utilisée aujourd’hui. En général, le maître d’ouvrage est la collectivité locale.

- dans des usines de « co-digestion », qui traitent des boues de station d’épuration ainsi qu’une proportion minoritaire de déchets municipaux fermentescibles. La co-digestion est techniquement avantageuse car, en diversifiant l’alimentation des digesteurs, elle améliore la stabilité des procédés biologiques. Elle met en scène les différents acteurs locaux (collectivités, industries, agriculteurs).

On peut citer comme exemple de traitement des déchets ménagers le "procédé Valorga", utilisé à Amiens dès 1988. Il s’agit d’une filière complète et intégrée de traitement des déchets ménagers : tri des déchets à l'entrée, méthanisation de la part fermentescible, compostage du résidu de fermentation, incinération des refus de tri combustibles et mise à la décharge des résidus ultimes (refus de tri non combustibles, résidus d'incinération). Valorga a connu de nombreuses difficultés. En particulier, l’usine a tenté de valoriser du biogaz issu d’ordures ménagères brutes alors que la méthanisation n’est adaptée qu’à la part fermentescible de ces déchets.

En effet, quel que soit le procédé de méthanisation utilisé, le digestat est de meilleure qualité lorsque l’on fait un tri sélectif en amont et que l’on retire les déchets recyclables secs. En France, la collecte séparative des fermentescibles commence tout juste à se développer ; aujourd’hui, il existe environ vingt opérations de collecte séparative de la fraction fermentescible des déchets ménagers aussi bien dans le contexte urbain que rural, aux échelles de la commune, du quartier ou de l’agglomération.

Pour les ordures ménagères, le taux de dégradation de la matière sèche volatile se situe entre 6 et 85 %. La composition du biogaz issu du traitement des ordures ménagères brutes est la suivante :

*Composé*	*Part*
CH4	60%
CO2	33%
N2	1%
O2	0%
H2O	6%
H2S	100-900 mg/m^3
Aromatiques	0-200 mg/m^3
Organo-halogènes	100-800 mg/m^3

1.2.4. Les effluents organiques industriels

Les activités industrielles produisent 150 millions de tonnes de déchets, dont :

- 30 millions de tonnes de déchets industriels banals, assimilables aux ordures ménagères, et relevant du même traitement.

- 18 millions de tonnes d'éléments polluants nécessitant des traitements spéciaux.

- plus de 100 millions de tonnes d'inertes (déblais, gravats...).

Depuis quelques années, on assiste à un fort développement de la méthanisation des effluents industriels : en 1995, la France comptait 55 méthaniseurs en fonctionnement sur 46 sites industriels, alors qu’en 2001, elle en comptait 95 sur 76 sites industriels. Face à un renforcement de la réglementation en ce qui concerne les rejets en milieu naturel, les industriels, obligés de s’adapter, optent de plus en plus pour l’installation d’un procédé de méthanisation. De plus, la technique de méthanisation a beaucoup évolué et elle peut être utilisée aujourd’hui aussi bien par des petites usines que par des sites importants. Ainsi, le panel des industries qui méthanisent est assez large. On peut les regrouper en 4 secteurs selon leur activité : boissons/distillerie, papeterie, agroalimentaire et agrochimie.

Si l’installation est bien dimensionnée, la dépollution des effluents industriels par méthanisation est efficace : par exemple, pour les industries agroalimentaires, le taux de réduction, exprimé en demande chimique en oxygène (DCO) est de 75 à 99%.

1.3. Avantages de la méthanisation comme méthode de traitement

La digestion anaérobie offre des avantages multiples poussant à son utilisation croissante.

- Réduction des odeurs : la matière sèche la plus biodégradable, responsable des odeurs, est détruite en premier par la digestion ;

- Diminution du volume des boues, des déchets, des effluents industriels ou des déjections animales : elle est donnée par le taux d’abattement des matières sèches. On constate aussi une forte diminution du taux des matières volatiles.

- La production de méthane : principal constituant du biogaz, sa teneur s’exprime en m³ par tonne de matières volatiles dégradée.

- Atténuation des risques sanitaires : la méthanisation permet la destruction d’une grande parties des germes pathogènes, la réduction des risques de toxicité des éléments traces et la réduction des teneurs en contaminants organiques. En effet, de nombreux micropolluants organiques sont alors transformés en biogaz ou composés non toxiques.

Ainsi, la digestion anaérobie ou méthanisation dégrade ou transforme en composés non ou peu toxiques la plupart des composés aliphatiques ou monoaromatiques, halogénés. Les composés polycycliques plus résistants forment en général des composés moins toxiques. Elle permet de fixer les métaux lourds sous des formes inassimilables et non toxiques par les organismes vivants. Elle réduit également de 100 à 10.000 les concentrations en bactéries, virus et pathogènes.

Par conséquent, la méthanisation facilite les traitements futurs devant être apportés aux boues, aux déchets, aux effluents et simplifie leur devenir.

Les valorisations agronomiques : la digestion avant épandage a de nombreux avantages :

- réduction des quantités à déshydrater, stocker.

- réduction des nuisances olfactives

- élimination des agents pathogènes

- production de boues plus homogènes (dans le cas des stations d’épuration)

- augmentation de la proportion sous forme ammoniacale de l’azote (assimilation plus rapide par les végétaux)

- propriétés agronomiques : richesse en phosphore et calcium, teneur moyenne en azote.

L’incinération : la digestion avant incinération permet :

- La réduction des quantités à déshydrater, incinérer.

- La réduction des quantités d’eau à évaporer (économie d’énergie)

- La réduction du volume des fumées.

Cependant, il est à noter que la digestion diminue le pouvoir calorifique des boues ou des déchets qui peuvent ne plus être auto-combustibles. Mais ce pouvoir énergétique se retrouve dans le biogaz si bien que le bilan énergétique global peut être positif (utilisation du biogaz comme combustible d’appoint si nécessaire)

Le stockage en Installation de Stockage des Déchets (ISD) : par rapport à l’enfouissement de boues fraîches ou de déchets directement, la digestion préalable permet :

- La réduction des quantités à déshydrater, transporter, stocker en ISD.

- La diminution de la production de biogaz et lixiviats en ISD

- De plus la valorisation du biogaz est plus facile dans des structures de traitement qu’en ISD.

2. La valorisation du biogaz

2.1. Les voies de valorisation

Plusieurs voies de valorisation du biogaz sont possibles. Le choix entre les différentes solutions dépend de paramètres techniques et économiques mais aussi de la localisation et de la nature du site de production. Ainsi le site peut avoir des besoins internes d’énergie ou bien avoir à proximité des utilisateurs potentiels de l’énergie produite.

Dans tous les cas, on ne peut pas utiliser le biogaz tel qu’il est mais il faut l’épurer pour ne garder que le méthane.

Types de valorisation	Eléments à enlever
Chaleur	Eau, soufre
Electricité, cogénération	Eau, soufre, organo-halogénés
Carburant	Eau, soufre, organo-halogénés, carbone, métaux
Réseau gaz	Eau, soufre, organo-halogénés, carbone, métaux, oxygène

- Différentes techniques permettent d’enlever la vapeur d’eau : dévésiculateur et séparateur diphasique, cryogénie, absorption sur glycols, tamis moléculaires.

- Le soufre est enlevé par passage sur de l’oxyde de fer ou du charbon actif ou bien par lavage à l’eau sous pression qui élimine aussi le C0₂.

- Les composés organo-halogénés et les métaux lourds sont enlevés par passage sur du charbon actif.

- Le carbone est enlevé par lavage à l’eau sous pression ou par tamis moléculaire.

- L’oxygène est enlevé par traitement thermique catalytique.

2.1.1. Chaleur

· Mode opératoire

La valorisation du biogaz sous forme de chaleur est la voie la plus ancienne et la mieux maîtrisée. Les contraintes d’épuration sur le biogaz sont relativement légères et la teneure en CH4 du biogaz peut descendre jusqu’à 20%.

Il est nécessaire d’utiliser des brûleurs spéciaux adaptés à la combustion du biogaz. Au niveau technique, le problème le plus délicat reste celui de la corrosion due à la présence de vapeur d’eau, d’hydrogène sulfuré et de composés organo-halogénés. La chaleur est utilisée soit en interne pour faire fonctionner l’installation de méthanisation, soit pour faire fonctionner des structures proches de l’installation.

· Exemples de réalisation :

Dans les stations d’épuration

Dans les stations d’épuration, le biogaz peut être utilisé en interne pour faire fonctionner l’installation. Les principales voies de valorisation sont alors :

- En chaudière, en général la chaudière est une chaudière mixte (biogaz + fioul)

- En cogénération par moteur à gaz, turbine à gaz, moteur dual fuel (biogaz + fioul)

Dans les deux cas, la chaleur est utilisée pour chauffer le digesteur et parfois les locaux. L’électricité produite est consommée par la station d’épuration. Des modes de valorisation complémentaires peuvent être recherchés :

- Le séchage thermique des boues

- Le conditionnement thermique des boues digérées, ce qui assure une forte siccité des boues après déshydratation

- Combustible d’appoint pour l’incinération des boues

Chauffage d’une piscine municipale

Dans le calvados, à Bayeux, la chaufferie de la piscine municipale fonctionne depuis plus de dix ans alternativement au biogaz et au gaz naturel. Le biogaz provient de la station d’épuration urbaine située à 300 m de la piscine. Cette station méthanise les boues résiduelles : 80 m³ de boues par jour produisent 400 à 500 m³/jour de biogaz. Le biogaz assure le tiers des besoins de la chaufferie (2,3 GWh/an) pour la mise en température de l’air ambiant, de l’eau sanitaire et de l’eau des bassins. En juillet et août, il couvre même 80 à 90 % des besoins.

Déshydratation de fourrage

En Seine et Marne, à Soignolle-en-Brie, la société AMSA qui gère la décharge de Mont-Sébastien a trouvé deux débouchés complémentaires pour le biogaz produit à raison de 17Mm³/an avec un pouvoir calorifique inférieur (PCI) moyen de 5kWh/m³. En 1983, au moment de la mise en place du réseau de captage, le biogaz était brûlé en torchère. Le propriétaire du site, un agriculteur, exploitait déjà deux fours de déshydratation de pulpe de betterave et de luzerne, l’un alimenté au fuel lourd, l’autre au charbon. Dès 1983, le four à fuel est reconverti en four au biogaz ce qui nécessite l’installation de150 m de tuyauterie, un nouveau brûleur, quelques vannes et des dispositifs de sécurité, un compteur et un analyseur de biogaz. En 1991 l’installation est complétée afin de permettre de brûler aussi du biogaz en complément du charbon dans le deuxième four. L’investissement total est estimé à 76,22 k€ et les coûts de maintenance à moins de 7,62 k€/an. L’installation ayant permis l’économie de 1250 tep par an, l’investissement a été remboursé en moins d’un an.

Toutefois, l’activité de déshydratation est une activité saisonnière d’été si bien qu’en 1989 une société est créée permettant l’installation progressive de 4 groupes électrogènes totalisant 1800 KWe, destinés à produire de l’électricité et à la vendre à EDF de novembre à mars. Au départ, les moteurs ne supportent pas le biogaz et il faut attendre 1994 pour que soit mise en place une solution technique. Mais ces innovations techniques nécessitent des investissements beaucoup plus lourds (de l’ordre de 1,52 k€) et des frais d’exploitation élevés (93 /an). Toutefois, les recettes de la vente d’électricité (1030 MWh/an) devraient permettre de rentabiliser l’ensemble en 4 ou 5 ans. Ainsi, seule la production de biogaz du mois d’avril n’a pas trouvé de valorisation.

2.1.2. Electricité

· Mode opératoire

La voie classique pour produire de l’électricité à partir de biogaz est d’utiliser une chaudière au biogaz suivie d’une turbine à vapeur. Cette voie est techniquement fiable et les contraintes lies à l’épuration du biogaz ne sont pas lourdes. Une seconde voie consiste à installer des moteurs à gaz, soit à étincelles, soit dual fuel (on injecte un gaz pilote qui est en général du gazole). Mais, le procédé dual fuel, bien que plus souple et plus durable, est plus cher et exige des spécifications particulières et une teneur en méthane d’au moins 40 %. Les exploitants optent encore souvent pour la voie classique qui évite de traiter le biogaz même si des efforts pour adapter les moteurs au nouveau carburant et respecter les spécifications particulières au dual fuel ont été effectuées.

D’autres techniques pourraient être utilisées à l’avenir comme les piles à combustible, les microturbines et les moteurs à air chaud.

· Exemples de réalisation

A Montréal, la société MEG International, filiale de Gaz de France, exploite depuis 1996 une centrale de production d’électricité de 25 MW alimentée par le biogaz capté sur la décharge de la ville. Elle utilise une chaudière à haute pression et une turbine à vapeur, afin d’éviter la phase d’épuration. L’électricité produite, qui est de 190 GWh/an, est entièrement vendue au réseau. Etant donné les prix de l’électricité au Québec, cette opération n’est rentable qu’en raison des investissements élevés faits par la municipalité.

Le centre d’enfouissement technique de Roche la Molière fournit, à partir de ses sept moteurs brûlant du biogaz, plus de 6,2 MWe au réseau EDF. Il s’agit de la plus grosse opération européenne de valorisation du biogaz de décharge. Le centre récolte environ 450000 t/an de déchets ménagers en provenance de la région de Saint-Etienne.

2.1.3. Cogénération

Il s’agit de la production combinée de chaleur et d’électricité comme l’illustrent les exemples suivants.

L’entreprise Cégélec

Cette entreprise a installé deux modules de cogénération du biogaz, l’une à la station d’épuration de Port Douvot à Besançon en 1994, l’autre à la décharge de Corcelles-Ferrières (St Vit dans le Doubs) en 1997. A Port Douvot, les boues produisent environ 3500 m³ de biogaz à 65 % de méthane. Le biogaz sert à alimenter un moteur de 450kWe qui produit environ 6500 kWh par jour. L’électricité est en partie auto-consommée par la station qui couvre ainsi 40 % de ses besoins. Le solde est vendu à EDF. La chaleur récupérée sur le moteur sert à maintenir le digesteur à température (9000 kWh thermiques par jour environ) et à chauffer les locaux techniques l’hivers. A la décharge de Corcelles-Ferrières, le moteur installé a une puissance de 601 kWe. Toute l’électricité produite est consommée sur place et la chaleur récupérée est utilisée pour chauffer les locaux.

La station d’épuration d’Achère

La station d’épuration d’Achère, exploitée par la SIAAP traite plus de 2 millions de m³ d’eau « grise » par jour. Ensuite méthanisées, les boues permettent la production de 150 000 m³ par jour de biogaz à 65 % de méthane c’est-à-dire l’équivalent de 211 millions de kWh.

Les valorisations sont multiples : la station est équipée de sept moteurs diesel. Certains servent à produire de l’électricité. L’électricité est consommée sur place pour entraîner les machines tournantes et faire fonctionner les équipements. Les gaz d’échappement de la turbine sont utilisés pour maintenir les digesteurs à bonne température. D’autres chaudières fournissent encore de la chaleur (pour déshydrater les boues par exemple). Ainsi, le biogaz permet d’assurer 60 % des besoins énergétiques de la station (avec prise en compte du carburant pour les véhicules).

2.1.4. Production de carburant

· Conditions opératoires

Pour cette application, les spécifications de pureté du gaz sont beaucoup plus sévères que pour les précédentes, puisque le biogaz utilisable comme carburant doit contenir un minimum de 96% de méthane. Il faut en outre que le point de rosée soit inférieur à -20°C (ce qui correspond à une teneur en eau inférieure à 15 mg/m3), que la teneur en H2S soit inférieure à 100 mg/m3, et que la teneur en hydrocarbures liquides soit inférieure à 1 %, avec une taille de poussières limitée à 40 microns.

· Exemples de réalisations

La station d'épuration de Chambéry :

14% du biogaz produit par le digesteur de boues de 1100 m3 sont transformés en carburant. Les 50 000 m3/an alimentent 12-15 voitures municipales équipées en bicarburation essence/biogaz. La petite taille de cette opération pilote financée par Sinerg n'atteint pas encore le seuil de rentabilité, mais il est prévu d'augmenter à l'avenir sa capacité.

A Lille

Les municipalités tentent de réduire les impacts (bruit, pollutions) des transports publics, bus et flottes captives notamment. La recherche de carburants « propres » est l'une des voies envisagée. La Communauté urbaine de Lille a choisi de valoriser, sous forme de carburant, le biogaz excédentaire (non valorisé par la chaîne de digestion des boues) de la station d’épuration de la Marquette. Cette réalisation, achevée depuis 1995 connaît depuis la mise en service des premiers bus à biogaz, de nouveaux développements, à Lille et dans d’autres villes européennes.

Le procédé de préparation permet d'obtenir un biogaz à 98% de méthane, soit un taux supérieur à celui du GNV classique (gaz naturel véhicules) et selon les quantités prévues (production de 50 à 55 m3/heure de carburant). L'expérience a été menée avec un bus Agora de Renault Véhicules Industriels et a démontré la viabilité économique et technique du projet. Le rapport des essais a été re-mis en 1997 à la Commission européenne et l'opération pilote s’est désormais transformée en exploitation industrielle. Les résultats économiques laissent entrevoir, un niveau de prix comparable à celui des carburants dérivés du pétrole.

Le bilan environnemental est quant à lui très bon. Il y a une réduction des nuisances sonores de 50 % soit 6 dB. L’utilisation d'un carburant « propre » produit localement bénéficie d'un excellent bilan énergétique (le process génère 2,2 fois plus d’énergie qu’il n’en consomme). La réduction des émissions polluantes à la combustion par rapport au gazole est sensible (avec une baisse des émissions d’oxyde d’azote (-70 %), de composés soufrés acides (-99%) et de particules (-96%)). Par ailleurs, il y a une réduction des pollutions atmosphériques du fait de l’arrêt de la combustion des excédents de biogaz en torchère.

A Sonzay,

Près de Tours, c'est du biogaz produit par la décharge de déchets municipaux qui est transformé en carburant. Plusieurs alvéoles ont été spécialement aménagées pour garantir sa qualité, notamment une teneur en air inférieure à 0,5%. La ligne de préparation traite 10% du biogaz émis (avec un PCI de 5 kWh/m3) et produit environ 50 m3/h de biogaz carburant, suffisamment pour alimenter une trentaine de voitures des services techniques de la ville de Tours. Le temps de retour brut de l'opération est estimé à 10 ans environ.

2.1.5. Injecter le biogaz dans le réseau

· Conditions opératoires

La composition finale du biogaz injectable ainsi que sa pression dépendent évidemment des spécifications imposées par le gestionnaire du réseau. Ces dernières portent principalement sur les teneurs en méthane, en gaz carbonique, en hydrogène sulfuré et en oxygène, avec des contraintes supplémentaires sur la teneur en composés organohalogénés. Le gaz injecté doit en outre être odorisé avant l'injection.

· Exemples de réalisations

A l'étranger, il paraît que l'injection dans le réseau est courante dans certains pays comme le Danemark, les Pays-Bas et la Nouvelle-Zélande. On cite souvent l'exemple de la décharge de Tilburg, aux Pays Bas, qui injecte "sans problème" 1000 m3/h de biogaz dans le réseau de gaz de la ville. Les experts de GDF ont visité certaines de ces installations et en ont ramené, semble-t-il, un constat assez mitigé. Nous attendrons donc de disposer, peut-être un jour, de leur rapport sur les expériences étrangères pour les décrire plus précisément.

En France, la seule opération de ce type a été tentée à la décharge de MONTECH, située à une dizaine de kilomètres de Montauban. Mais aucune molécule de biogaz n'a encore été injectée dans le réseau, mais l'installation est prête, les analyses, constatées par huissier, sont conformes aux spécifications, la demande officielle d'injection a été notifiée à GSO (Gaz du Sud-ouest) et le maître d'ouvrage, SINERG, n'attend plus que le feu vert conjoint de GSO et GDF.

2.2. Le biogaz et l’effet de serre

2.2.1. Le cycle du carbone

Notre environnement comporte, en de nombreux endroits, des "réservoirs" de carbone, où ce carbone est présent sous une forme ou sous une autre :

- comme carbonates et bicarbonates dissous dans l'océan,

- comme composant de molécules organiques dans les êtres vivants (plantes, animaux, microbes) et les cadavres,

- comme composant des gaz présents dans l'atmosphère,

- comme composant de matériaux solides présents dans les sols (le calcaire, le charbon, le pétrole par exemple)

Tous ces endroits peuvent échanger du carbone l'un avec l'autre, et l'ensemble de ces échanges s'appelle le cycle du carbone.

Graphique tiré de "L'avenir Climatique" publié aux éditions du Seuil (collection Science ouverte) en mars 2002.

On peut voir que l’activité humaine a rajouté "ses" échanges qui font toute la différence dans le cadre du changement climatique :

6 Gt environ due à la combustion des énergies fossiles et à la production de ciment,
1 Gt environ due à la déforestation.

Il est important de savoir que ces flux sont connus à ± 1 Gt près : c'est une incertitude très significative pour des flux qui sont du même ordre de grandeur ! Mais l'augmentation de la concentration atmosphérique en CO2 à un rythme jamais observé est là pour confirmer qu'il existe un surplus d'émission de ce gaz (par rapport à une situation "normale" du cycle du carbone) et qu'il est dû à l’activité humaine. Il est aussi important de préciser que le schéma ci-dessus ne concerne que le CO2, et pas les autres gaz à effet de serre.

Une fois le carbone émis dans l'atmosphère sous forme de gaz carbonique, divers phénomènes l'en retirent peu à peu, mais très lentement. C'est ce qui fait que les 6 Gt émises par l’activité humaine ne trouvent pas vite preneur parmi les processus qui absorbent le carbone, et que l'on appelle des puits.

Pour pouvoir dire, si une émission contribue ou non à l’augmentation de la concentration en gaz à effet de serre, il faut prendre en compte une échelle de temps et déterminer en fonction de cette échelle si cette émission peut être absorber.

Si l'on brûle du bois ou du papier, dans les minutes qui suivent la combustion la quantité de carbone dans l'atmosphère est plus importante que si l'on ne l'avait pas brûlé. Donc, sur le moment, brûler du bois ou du papier augmente l'effet de serre

A l'échelle du siècle, ce bois ou ce papier, s'il n'avait pas été brûlé, aurait pourri et émis la même quantité de carbone. Donc, à l'échelle du siècle, brûler du bois ou du papier plutôt que de le laisser en l’état n'augmente pas l'effet de serre.

Le plastique est fait à partir de pétrole. Si l'on brûle du plastique, sur le moment et à l'échelle du siècle, la quantité de carbone atmosphérique augmente ; mais à l'échelle géologique elle n'augmente pas car ce carbone avant d'être stocké dans le sol était bien dans l'atmosphère et l’on peut penser que le plastique, un jour ou l’autre, finira bien par se décomposer.

Or, dans l'observation de l'effet de serre, implicitement ou non, l'échelle de temps est le siècle. On dira donc que la combustion du plastique génère de l’effet de serre, et non celle du bois et des combustibles issus de la biomasse.

2.2.2. Energie issue de la biomasse

Le biogaz produit de l’énergie directement valorisable à partir de biomasses variées (agricoles, urbaines ou industrielles).

Dans le cas d’une production de biogaz issue de la méthanisation de déchets, la méthanisation est souvent une alternative à d’autres traitements, qui sont énergivores, comme l’épuration aérobie des effluents industriels.

Ensuite, le biogaz peut se substituer en partie aux combustibles fossiles classiques (fuel, charbon, gaz naturel). On fait dans ce cas une double économie d’énergie : l’énergie non consommée et l’énergie produite.

On obtient donc un effet positif sur l’effet de serre car on utilise au départ un combustible issu de la biomasse dont les émissions ne contribuent pas à augmenter la concentration en gaz à effet de serre.

En l’absence de méthanisation, la biomasse est dans certains cas (effluents d’élevage et ordures ménagères) soumise à une dégradation anaérobie non contrôlée qui résulte en l’émission de larges quantités de méthane. Or, ce gaz a un effet de serre estimé 20 fois supérieur à celui du CO₂, bien que d’une durée de vie nettement moindre. Donc, par la digestion contrôlée de ces biomasses, on réalise à nouveau une double économie, mais cette fois en terme d’émission de gaz à effet de serre : d’une part, en récupérant le méthane qui autrement se serait accumulé dans l’atmosphère, et d’autre part, en évitant les émissions de CO₂ qui auraient résulté de la combustion d’énergie fossile si on valorise le biogaz.

2.2.3. Effet puit de carbone

La fermentation méthanique donne un résidu qui peut être valorisé comme amendement organique, voire comme aliment pour bétail ou pour la pisciculture. Cette valorisation des résidus de la méthanisation permet en plus de la fertilisation des sols de restituer le carbone non méthanisé à la biomasse. On peut faire ainsi avec les boues de station d’épuration qui, après stabilisation anaérobie, peuvent être épandues comme amendement organique.

La problématique « effet de serre » doit aussi prendre en compte l’effet « puits de carbone » que représente la décharge. En effet, tout le carbone n’est pas transformé en biogaz : une petite partie se retrouve dans les lixiviats, la quasi totalité des matières de synthèse (plastiques) n’est pas dégradée, et une partie significative du carbone d’origine biologique (la part réfractaire à la digestion, comme la lignine) ne sera pas non plus transformée. Dans le cas des décharges, on remarque que le carbone (que ce soit sous forme de biogaz ou sous forme des lixiviats) n’est pas directement émis. Il met un certain temps pour être émis dans l’atmosphère ou être décomposé. On voit ainsi que les décharges forment en quelque sorte des puits de carbone en stockant du carbone non émis dans l’atmosphère.

2.2.4. Bilan chiffré

On considère 100 m³ ou 72 kg CH₄ (soit la production d’environ une tonne de déchets municipaux) :

Dans le cas d’une émission directe dans l’atmosphère : Les 72 kg de CH₄ sont émis dans l’atmosphère. Or le CH₄ a un impact 21 fois plus fort que le CO₂ sur l’effet de serre. On a donc l’équivalent de 1512[4] kg éq. CO₂ relâché dans l’atmosphère.

Dans le cas d’une Combustion en torchère, la réaction chimique de combustion mis en jeu est la suivante :

Il faut donc faire le rapport molaire pour obtenir la masse de CO₂ émis. On obtient 198[5] kg éq. CO₂, soit une réduction de 1314 kg éq. CO₂ par rapport à une émission directe du CH4.

Dans le cas d’une valorisation, l’utilisation des 100 m3 de CH₄ permet de dégager une énergie équivalente à 1 MWh. Or, produire 1 MWh avec du pétrole émet 86 kg de Carbone soit 315 kg éq. CO₂ (En comparaison on obtient 205 kg éq. avec le gaz naturel et 473 kg éq. avec le charbon). Donc la substitution de pétrole par du biogaz permet l’économie de 315 kg éq. CO₂ pour 100 m3 de méthane (3,15 kg éq. CO₂ / m ³ CH₄), soit 21 % du PRG.

En réalité, la biomasse qui fermente se serait dégradée en CO₂ quel que soit son devenir. Si l’on compare le système « stockage des déchets » avec le cycle du carbone, il faudrait retrancher les émissions fatales de gaz carbonique. Ces émissions fatales qui ne génèrent pas d’augmentation des gaz à effet de serre correspondent à la situation où tout le biogaz est brûlé en torchère (transformation de tout le carbone compris dans le digestat en CO₂ dans l’atmosphère). Le fait de rejeter le biogaz dans l’atmosphère contribue donc à hauteur de 1314[6] kg éq. CO₂ dans l’augmentation des gaz à effet de serre, soit un coefficient de 18,25 kg éq. CO₂ par kg CH₄. On parlera de PRG « brut » lorsque l’on utilise le coefficient de 21, et de PRG « net » lorsque l’on raisonne par rapport à une autre situation « de référence », avec le coefficient de 18,25. La combustion en torchère n’augmente pas les émissions de gaz à effet de serre.

Pour la valorisation, il conviendrait de prendre en compte l’ensemble de la filière des combustibles fossiles (extraction, transport…), ce qui augmente l’effet de substitution de l’ordre de 10 %.

La valorisation par substitution au fioul représente 21 % du PRG « brut », ou 24 % du PRG « net », c’est à dire qu’en substituant 100 m3 de méthane à du fioul (à même contenu énergétique), l’effet est le même qu’en réduisant les émissions directes de méthane de 24 m3.

Combustible	kg C / MWh	kg CO2 / MWh	% PRG brut	% PRG ne t
Fioul	86	315	21%	24%
Gaz fossile	56	205	14%	16%
Charbon	129	473	31%	36%
Electricité (moyenne française 2001, consommation intérieure nette)	36	131	9%	10%

3. Perspectives de développement

3.1. Faisabilité économique

3.1.1. Les freins économiques à la valorisation du biogaz

· La valorisation thermique

Le frein essentiel à la valorisation thermique du biogaz est la distance entre la source de biogaz et l’installation d’utilisation. Il est nécessaire que la distance soit la plus courte possible pour réaliser une valorisation thermique (voir les exemples du paragraphe 2.1.1)

· La valorisation électrique

Le tarif de rachat :

Un des principaux problèmes de la valorisation électrique est le tarif très bas de rachat de l’électricité. Ainsi, en 2002, les tarifs de rachat de l’électricité produite à partir de biogaz chiffres 2002 étaient de 4,6 centimes d’euros par kWh. Ces tarifs sont donc peu incitatifs. Certes, il y a aussi la possibilité d’obtenir une prime d’efficacité énergétique de 1,2 centimes d’euros mais cette prime est très difficile à obtenir.

Par conséquent, les tarifs actuels d’achat de l’électricité sont insuffisants pour amorcer le développement réel de cette filière.

Problème de continuité de l’activité :

La valorisation électrique du biogaz dépend d’une activité principale qui peut subir des aléas et donc des arrêts de production. Or, les contrats de rachat de l’électricité imposent des pénalités en cas d’arrêt de l’installation qui découragent les exploitants d’utiliser cette voie de valorisation.

Par ailleurs, les conditions dans lesquelles sont examinées les demandes de raccordement au réseau sont très difficiles tant sur le plan du coût que des délais.

· Production de carburant :

Cette valorisation présente des avantages indéniables. Toutefois, la distance à parcourir pour que les véhicules viennent s'approvisionner en carburant peut constituer un frein à cette technique de valorisation. D’autre part, le surcoût d'adaptation des véhicules, relativement faible pour les véhicules à essence, est encore élevé pour les Diesel (on parle de 23 k€ pour un bus, avec un objectif de 13.5 k€ à moyen terme).

· L’injection du biogaz dans le réseau :

Comme la transformation en carburant, l'injection dans le réseau présente l'avantage d'être une valorisation totale, qui n'est affectée par aucun rendement de combustion. La chaîne de préparation et les canalisations de raccordement représentent néanmoins un investissement très lourd.

Le prix de rachat du gaz par GDF peut être un frein important au développement de ces infrastructures. En France, il ne permettrait pas de recouvrir les frais d’épuration et l’injection dans le réseau. Ainsi, par exemple, un prix d’achat plus élevé comme aux Pays-Bas a permis d’injecter du biogaz dans le réseau de ce pays. Par ailleurs, en Allemagne, le système des régies permet de faire des péréquations et des transferts entre le réseau de gaz et d’autres réseaux, les transports notamment, eux aussi en charge de la régie.

3.1.2. Seuils de rentabilité et investissements

· La valorisation thermique[7] :

La valorisation thermique du biogaz peut être rentable à partir d'un débit de 100 m³/h. L’investissement pour une chaudière consommant 500 m³/h de biogaz, située à proximité immédiate de la source, s'élève à environ 130 k€, études et essais compris, et ses frais d'exploitation à environ 35 k€/an. Son fonctionnement économisant de l'ordre de 0,22 M€/an de combustibles commerciaux, le temps de retour est particulièrement rapide (moins d'un an). Ce bilan économique se dégrade dès que la distance entre la source de biogaz et son utilisation s'accroît (voir 3.1.1). Cependant, avec un débit supérieur, on peut quand même atteindre une bonne rentabilité malgré la distance.

· La valorisation électrique :

On estime le seuil de rentabilisation de la production d’électricité à partir de biogaz à 400 m³/h de débit consommé. Les économies d'échelle font que la rentabilité s'améliore avec la puissance installée. Le coût d'investissement tombe ainsi de 1,5 à 1 k€/kWe installé lorsque la puissance passe de 150 à 1000 kWe. Si l'on compare deux moteurs, l'un de 500 kWe, l'autre de 1 000 kWe, tournant tous deux 4760 heures par an et consommant respectivement 350 et 700 m³/h de biogaz, on aboutit à des temps de retour sur investissement respectifs de 6 ans et 4,5 ans, en tenant compte des frais exploitation. Ces évaluations et ces chiffres sont issus de données publiées par l'ADEME et GDF mais elles sont à considérer avec précautions car elles dépendent de la nature des contrats d'achat et de la rémunération que propose EDF (ou tout autre acheteur).

· La valorisation de la chaleur et de l’électricité (cogénération) :

Pour le producteur, cette méthode permet de faire des économies de combustible conventionnel. Le fait de valoriser la chaleur et l’électricité permet également au producteur de bénéficier d’une prime à l’efficacité énergétique qui s‘élève au mieux à 1,2 euro par kWh en plus du tarif d’achat. Par ailleurs, pour financer les projets, des subventions existent pour la réalisation d’unités de méthanisation dans des organismes tels que l’ADEME, les conseils régionaux, les conseils généraux, les agences de l’eau, les chambres départementales de l’agriculture.

· La production de carburant :

Dans l'analyse économique qui suit, la "recette" est constituée des économies réalisées en comparaison d'une consommation équivalente de gazole, sachant qu'un m³ de biogaz rend les mêmes services énergétiques qu'un litre de gazole. Les économies d'échelle sont très importantes comme le montre l’analyse suivante. Avec une chaîne de traitement d'une capacité de 50 m³/h, capable d'alimenter 8 bus ou 32 voitures, l'investissement s'élève à un peu plus de 450 k€ et les frais d'exploitation à 56 k€/an, ce qui aboutit à un prix de revient du biogaz carburant de 0.32 €/m³, compétitif avec celui du gazole et permettant d'amortir l'investissement en 10 ans. A 15 m³/h, le prix de revient grimpe à plus de 0.75 €/m³ et l'opération ne peut pas être rentabilisée ; mais à 100 m3/h, le prix de revient s'établit à 0,15 le m³ et le temps de retour chute à 6 ans.

Attention, ces calculs sont basés sur la fiscalité de 1998. Or, le biogaz est un carburant particulièrement propre dont la combustion émet beaucoup moins de polluants atmosphériques que celle du gazole ou de l'essence : pas de fumées noires ni de particules, imbrûlés sans danger, réduction des émissions de CO (-65%) et de NOx (-30%), quasi absence d'hydrocarbures aromatiques et d'aldéhydes, CO₂ qui ne participe pas à l'accroissement de l'effet de serre puisque issu de la biomasse. On peut donc espérer que la future "fiscalité écologique" annoncée par le gouvernement sera de plus en plus favorable au biogaz, ce qui le rendra beaucoup plus attractif.

· L’injection dans le réseau :

Une opération n’est rentable qu'à partir d'un débit de biogaz brut d'environ 1 000 m³/h. Injecter le biogaz dans le réseau ne peut donc se faire que sur des sites où la production de biogaz est suffisamment importante.

D’autre part, en raison des coûts d’investissement très élevés, les temps de retour sont très dissuasifs, souvent de l’ordre de 30 à 50 ans. Ainsi, il est très difficile de monter une telle opération.

3.2. Cadre réglementaire

La méthanisation est à cheval sur trois domaines réglementaires que sont l’environnement, l’agriculture et l’énergie. Souvent, pour limiter les problèmes liés à l’interaction de ces trois domaines, les installations ne tiennent pas compte de l’aspect énergétique et agricole et brûlent le biogaz en torchère et mettent le digestat en torchère.

Lorsqu’un exploitant décide d’utiliser la méthode de méthanisation pour traiter ses déchets, il lui faut alors définir ce qu’il va faire du biogaz et du digestat. Il doit alors entreprendre des démarches juridiques souvent très contraignantes.

Le ministère de l’Ecologie et du Développement Durable a pour but de modifier et de préciser les prescriptions applicables aux installations de méthanisation. L’objectif est de parvenir à mettre en place un encadrement réglementaire mieux adapté à l’industrie de méthanisation.

Il existe actuellement plus de 130 textes réglementaires concernant le biogaz et les interprétations de ces textes qui suivent le principe de précaution sont parfois extrêmement restrictives de sorte qu’elles entraînent des surcoûts.

3.2.1. Démarches juridiques générales :

Lorsque l’on veut monter une opération de méthanisation, il faut suivre une démarche administrative très stricte :

- Dans le cadre de la législation relative aux installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE), la circulaire du 6 décembre 2000 a classé la valorisation du biogaz en rubrique 2910 B c’est-à-dire soumise à autorisation. Ce système, assez lourd et coûteux, décourage bon nombre de candidats surtout lorsqu’il s’agit d’installations de petites tailles. De plus, ce système est injuste car si le biogaz est brûlé en torchère, l’installation n’est alors pas concernée par la législation ICPE. La valorisation est donc pénalisée par la réglementation.

- Il faut une instruction de permis de construire.

Pour des petites installations, ces démarches sont extrêmement lourdes et incitent souvent les opérateurs à se limiter aux traitements des déchets sans affronter les démarches administratives relatives à la valorisation des produits de la méthanisation.

3.2.2. Particularités réglementaires relatives aux différents types de valorisation

· La valorisation thermique :

Les valeurs limites d’émission ont été fixées par la circulaire du 6 décembre 2000.

Valeurs limites d’émission en mg/m³ (Energie plus n°308, 15 juin 2003)

	Teneur en O2 sur gaz sec	SO2	NOx	Poussières	COVNM	CO
Chaudière 2 à 10 MWth	3 %	35	225	5	50	250
Chaudière 10 à 20 MWth	3%	35	225	5	50	250
Chaudière de + de 20 MWth	3%	35	100	5	50	200
Turbines de 2 à 20 MWth	15%	35	225	150	50	300
Turbines de 20 à 50 MWth	15%	10	80	10	50	85
Turbines de + de 50 MWth	15%	10	50	10	50	85
Moteur de 2 à 20 MWth	5%	35	525	150	50	800
Moteur de 20 à 100 MWth	5%	35	350	100	50	650
Moteur de + de 100 MWth	5%	35	250	100	50	650

Cette circulaire incite également les préfets à compléter ces prescriptions par un contrôle périodique de la qualité du biogaz entrant en particulier, la teneur en métaux lourds et en composés halogénés et à exiger une mesure annuelle de la concentration de dioxine dans les fumées.

Par ailleurs, les biogaz sont tous classés dans les combustibles non commerciaux. C’est pourquoi, quelle que soit la puissance produite, leur valorisation thermique est soumise à une procédure d’autorisation dont le coût est élevé et le délai contraignant (un an).

Pour améliorer la situation, il faudrait des prescriptions permettant de classer le biogaz en combustibles commerciaux et alléger ainsi les procédures.

De plus, il n’y a pas de référentiel officiel sur les canalisations permettant de transporter le biogaz. Le transport de biogaz exige donc un coût d’étude élevé.

Enfin, il y a un paradoxe entre les conditions économiques et la législation. En effet, la valorisation thermique exige la présence proche entre la source de biogaz et le consommateur alors que la législation des installations classées vise à l’éloignement de ces installations de traitement des déchets (distance minimum de 100 à 200 m).

· La valorisation électrique :

Lorsque le biogaz est valorisé sous forme d’électricité, d’autres démarches sont à envisager en plus des démarches générales précédemment évoquées :

- Il faut un dossier de déclaration/autorisation auprès du MINEFI obligatoire depuis la loi du 10 février 2000 : « Les installations de production d’électricité sont soumises, préalablement à leur établissement, à un régime d’autorisation lorsque leur puissance installée est supérieure à 4,5 MW ou à un régime de déclaration lorsque leur puissance installée est inférieure ou égale à 4,5 MW. »

- Il faut aussi obtenir de la DRIRE un certificat de conformité qui indique que l’installation bénéficie de l’obligation d’achat (décret du 10 mai 2001).

- Il est nécessaire de faire une demande de raccordement à l’agence régionale de distribution (ARD). Les délais sont alors relativement longs.

- Il faut faire une demande complète de contrat (DCC) à EDF. Cette demande permet de déterminer à la fois le niveau des tarifs appliqués à l’origine du contrat et à la fois la date limite de mise en service industrielle de l’installation (3 ans après la DCC)

- Le producteur doit également fournir différents éléments : un certificat ouvrant droit à l’obligation d’achat, la date de convention de raccordement avec le gestionnaire de réseau, la date de la signature du contrat d’accès au réseau, l’autorisation d’exploiter, ou le récépissé de déclaration, l’accord de rattachement au responsable d’équilibre désigné par l’acheteur, une lettre de notification des délais d’obtention du permis de construire et un descriptif succins de l’installation.

- Pour pouvoir vendre à EDF la totalité de leur production, les producteurs doivent raccorder directement leurs installations sur le réseau public.

- Le raccordement au réseau est géré par les agences régionales de distribution. Les principes de raccordements sont inscrits dans la loi du 10 février 2000. Plusieurs textes ont été publiés à ce jour pour régir le raccordement au réseau. Ces textes remplaceront complètement ceux qui existaient auparavant quand le référentiel de raccordement sera publié c’est-à-dire à la fin de l’année 2003. L’obligation de résultats a remplacé l’obligation de moyens. En effet, avant EDF imposait la technique spécifique à utiliser pour effectuer le raccordement alors qu’aujourd’hui EDF indique les résultats à obtenir et toutes les méthodes pour les obtenir sont bonnes à condition d’en convaincre EDF.

Depuis la loi du 10 février 2000, relative à la modernisation et au développement du service public et de l’électricité, retouchée par la loi du 3 février 2003, EDF est obligé de racheter l’électricité produite par les énergies renouvelables. Si le rachat est plus cher que la revente, il existe un mécanisme de compensation (CSPE) des surcoûts payé par le consommateur (3,3 euros par MWh en 2003, probablement 5 en 2004).

Actuellement, un producteur d’électricité a donc trois interlocuteurs : le gestionnaire de réseau pour le raccordement à ce réseau, l’acheteur (EDF) pour l’obligation d’achat et le responsable d’équilibre de sa zone géographique. Les installations souhaitant bénéficier de l’obligation d’achat sont liées par des tarifs fixés par des arrêtés tarifaires. Il existe trois arrêtés tarifaires pour le biogaz :

- biogaz de décharge 4,5 à 5,72 centimes d’euros par kWh.

- biogaz de méthanisation 4,6 par kWh en métropole et un optionnel pour les installations de moins de 36 kWh de 7,87 à 9,60 centimes d’euros par kWh.

Des contrats types ont ensuite été rédigés par EDF et les entreprises non nationalisées puis approuvés par les pouvoirs publics le 17 février 2003 sauf pour le biogaz de décharge qui fait encore l’objet de concertation.

· L’injection dans le réseau

La loi du 3 janvier 2003 sur l’énergie prévoit la possibilité d’injecter du biogaz dans le réseau de gaz naturel mais à la condition qu’il ait été au préalable suffisamment épuré. Ceci n’a encore jamais été réalisé. Auparavant, Gaz de France était opposé à l’injection du biogaz dans le réseau mais sa position a évolué ces dernières années. En effet, l’injection dans le réseau serait désormais possible sous réserve de satisfaire aux conditions imposées par GDF. Ces conditions ont été réunies dans un cahier des charges élaboré par Gaz de France (voir le cahier des charges en annexe). Ce cahier des charges insiste sur trois points essentiels liés aux risques de l’injection du biogaz dans le réseau. Dans un premier temps, le cahier des charges fixe les seuils à respecter pour les différents composants « indésirables » du biogaz afin qu’il soit suffisamment épuré et ne porte pas atteinte à l’intégrité du réseau. D’autre part, afin d’assurer une continuité dans la production, les prévisions de débit doivent être connues à l’avance par Gaz de France. Enfin, Gaz de France veut se prémunir contre tout risque sanitaire et a donc demandé la mise en place d’une autorité pouvant certifiée si le biogaz présente ou non des risques sanitaires car l’entreprise ne veut pas prendre de risque en matière de santé publique. Ainsi, si une installation répond à toutes ces obligations et si le coût de l’opération permet un retour sur investissement raisonnable, on peut imaginer que l’injection aura bien lieu. Toutefois, dans l’état actuel des choses, remplir tous les critères économiques et réglementaires semble bien difficile.

3.2.3. Bilan

Par conséquent, la législation française est lourde, coûteuse et relativement floue. La valorisation du biogaz dans les différentes filières ne pourra donc se développer qu’avec une évolution significative de la réglementation et l’établissement de référentiels techniques afin de limiter délais et frais d’études. Par exemple, des conduites dédiées au biogaz, des normes d’épuration plus précises diminueraient les incertitudes liées à la réalisation d’installations. D’autre part des aides au financement sont nécessaires pour mener à bien de tels projets.

4. Situation en France et en Europe

4.1. Situation française et éléments de comparaison européens par filière.

4.1.1. Pour les stations d’épuration

En France, environ 30 stations de capacité supérieure à 30000 EH pratiquent la méthanisation. Elles représentent 30% de la capacité totale du parc d’épuration et traitent les boues de 20 millions d’EH. Cela signifie que les digesteurs éliminent environ 170000 tonnes de matières sèches par an transformées en 94 millions de tonnes de méthane.

60% de l’énergie produite est valorisée sous forme d’électricité ou de chaleur, en premier lieu pour le brassage des digesteurs et le chauffage et parfois aussi pour le chauffage des locaux techniques. Le biogaz non utilisé est éliminé en torchère.

D’autre part, l’évolution vers des stations de plus en plus performantes favorise l’utilisation de la méthanisation car les techniques sont de mieux en mieux maîtrisées. Ainsi, la digestion anaérobie connaît actuellement un regain d’intérêt car elle est une méthode particulièrement performante.

Tableau récapitulatif :

Nombres de stations de capacité > 30 000 EH pratiquant la digestion anaérobie	108
Capacité totale	20 millions d’EH
Quantités de boues traitées	420 000 tonnes/an de matières sèches
Quantité de boues éliminées	170 000 tonnes/an de matières sèches
Production de biogaz	94 millions de m³/an de méthane
Energie valorisée	33 000 tonnes équivalent pétrole/an (énergie thermique) 89GWh/an (énergie électrique)

Le tonnage des boues d’épuration tend à augmenter. La généralisation du tout-à-l'égout imposée par la directive européenne 91/271 augmentera la quantité d'eau traitée. Par ailleurs, l'amélioration de la qualité de l'eau sortant des stations d'épuration nécessite l'action de microorganismes supplémentaires, capables d'éliminer l'azote et le phosphore. L’augmentation de la quantité et l’amélioration de la qualité de l'eau traitée entraînent un accroissement du nombre des microorganismes qui épurent l'eau et qui prolifèrent au cours de ce processus. Les boues étant composées de ces microorganismes, leur quantité augmente nécessairement. Entre 1992 et 2000, la production française de boues a augmenté de 50 %. En France, la production de boue est de 170 kg par personne et par an (soit 2 % des déchets organiques produits en France). Le gisement de biogaz issu des boues des stations d’épuration va donc probablement encore augmenter.

Tableau récapitulatif du gisement valorisable en France en TEP/an[8] :

	nombre de sites	production actuelle	nombre de sites potentiels	production récupérable
Stations d’épuration urbaines	180	65 000	200	150 000
Station d’épuration industrielles et industries agro-alimentaires	64	64 000	400	800 000

4.1.2. Pour l’agriculture

La communauté européenne reconnaît la méthanisation comme l’une des principales solutions pour réduire les émissions de GES en agriculture. La méthanisation permet de cumuler de nombreux effets positifs sur l’environnement : réduction des CH₄ et N₂O au stockage et à l’épandage, production d’énergie renouvelable sans perte du potentiel fertilisant des déjections d’élevage (voir tableau).

Pour une tonne de MS à 7 % N : 1300 kg eq. CO₂

Gaz	Ratio	Ratio par t MS	Coeff.	kg éq. CO₂ / tMS
CH₄ évité	80 % des émissions	26 kg CH₄	x 21	550
N₂O évité	80 % des émissions x 6 kg/tN + (30% - 20%) x 3,9 % = 20 kg N₂O /tN	0,8 kg N₂0	x 310	182
CO₂économisé	160 kg CH₄ x 2,75 (kg CO₂ par kg CH₄ = 44/16) x 70% substitution effective	310 kg CO₂	x 1	310
TOTAL				1,0 t eq. CO₂/tMS

L'agriculture représente la principale source de potentiel de production de biogaz en France. Si l'on prend en compte les 300 millions de tonnes de déjections d'élevage par an, le gisement total d'énergie qui pourrait être mobilisé représente plusieurs millions de tonnes équivalent pétrole par an (3 à 4 Mtep à l'horizon 2020). Ceci représente bien plus que ce qu'on pourrait produire à partir des déchets et effluents municipaux et industriels.

Pourtant, sur les 150.000 tep de biogaz valorisées sur l'hexagone en 2001, l'agriculture ne contribue qu'à hauteur de 100 à 200 tep, soit 0,1 % du total.

Au niveau européen, les digesteurs agricoles produisent eux 30.000 tep environ.

· Situation du gisement de biogaz issu de l’agriculture en Europe

Evolution générale :

Au moment des chocs pétroliers de 1973 et, surtout, de 1979, la plupart des pays européens ont cherché à développer le biogaz '' à la ferme ''. Environ 300 installations sont construites dans l'Europe plus une centaine en Suisse. A partir de 1986, la chute des cours de l'énergie annule toute perspective de rentabilité de ces installations, encore expérimentales et dont beaucoup furent abandonnées, avec des taux d'abandon qui varient de plus de 90 % (France) à moins de 50 % (Suisse).

On assiste aujourd'hui à un renouveau de cette application, avec un développement rapide en Allemagne et notamment en Bavière (plusieurs centaines de digesteurs à la ''ferme''). La Finlande, le Portugal, l'Autriche, la Suisse, l'Italie, le Danemark, le Royaume-Uni en comptent chacun plusieurs dizaines, pour moins d'une dizaine en France.

Sur la cinquantaine d'installations centralisées en fonctionnement en Europe, 25 sont au Danemark, une dizaine en Allemagne, quelques-unes au Royaume-Uni, en Suède, Italie, Portugal. Leur production est de l'ordre de 1,8 PJ/an (soit 43.000 tep).

Les modèles danois et allemand :

En Allemagne, une bonne proportion des unités individuelles a été construite par les agriculteurs eux-mêmes, avec l'assistance d'entreprises spécialisées.

Le Danemark pour sa part a développé fin des années 80 des programmes de méthanisation des lisiers dans des unités collectives centralisées, bénéficiant d'effets d'échelle importants. Ce '' modèle danois '' suscite un grand intérêt au niveau européen. Mais son exportation à travers l'Europe tarde à se concrétiser. Il repose sur des conditions propres à ce pays : tarif élevé d'achat de l'électricité lors de la livraison de l'énergie sur le réseau, nombreux petits réseaux de chaleur communaux qui permettent de valoriser l'énergie thermique, forte densité d'élevages, culture de la coopération entre agriculteurs…

Au Danemark toujours, la quasi totalité des usines de méthanisation des lisiers pratiquent la co-digestion. Ces unités traitent des déchets de l'agro-alimentaire au sens large : déchets d'abattoirs, boues urbaines, voire biodéchets municipaux. Ceci permet d'augmenter très sensiblement la production de biogaz et de générer des redevances de traitement. Elles sont exploitées par des compagnies privées, des collectivités locales, des groupements d'agriculteurs, des sociétés mixtes. Ces projets sont à caractère industriel, avec des critères de performance et de rentabilité.

Les outils de la réussite de ces projets européens :

Même si deux modèles distincts s’imposent (le modèle allemand et le modèle danois), la situation est en fait bien plus nuancée. La digestion des déjections d'élevages peut s'effectuer sur des grandes ou des petites unités, avec ou sans apport d'autres déchets, de façon collective ou individuelle. On recense des unités individuelles qui pratiquent la co-digestion. Des grandes unités qui traitent les déjections d'un seul gros élevage industriel. Des unités collectives qui concernent seulement 2 ou 3 éleveurs et restent de taille modeste.

Les conditions qui ont permis l’essor de ces projets peuvent donc être résumées en quelques points essentiels :

- Equilibre économique reposant en grande partie sur les conditions de vente de l’énergie : prix d’achat de l’électricité élevé (les 10 c€/kWh en Allemagne expliquent pour une bonne part le récent développement du biogaz '' à la ferme ''), valorisation de la chaleur (cogénération sur réseaux de chaleur, besoins de chauffage en climat plus froid qu’en France) ;

- redevance de traitement de coproduits ;

- développement soutenu par des programmes étatiques ou collectifs (organisation professionnelle en Allemagne) ;

- conditions agricoles particulières (zones d’excédent structurel, taille des élevages, culture de la coopération agricole).

· La situation en France :

La situation est pour le moment bien différente en France, et d'autant plus pénalisante que la saison de chauffage est plus courte et les petits réseaux de chaleur rares.

Sur le plan réglementaire, rien n'est prévu pour les amendements organiques issus d'un mélange de lisiers et d'autres déchets, le sort des déchets d'origine animale est incertain, et il est probable que la réglementation se construira en même temps que les premiers projets sortiront de terre.

On assiste pourtant à une forte recrudescence de demande d'information de la part d'agriculteurs qui souhaitent produire de l'énergie, désodoriser leurs lisiers et fumiers, améliorer leur plan d'épandage. La mise aux normes du bâtiment d'élevage est souvent le facteur déclenchant. La méthanisation est restée longtemps négligée par les organismes de développement agricoles, la raison invoquée étant qu'elle ne permet pas de détruire l'azote et le phosphore. Cependant, différents procédés sont à l'étude : ils visent à utiliser l'énergie produite par la méthanisation, pour traiter le lisier digéré de façon à en extraire les nutriments sous une forme commercialisable, substituable aux engrais chimiques, dont la production est par ailleurs énergétivore. La méthanisation est alors l'un des maillons de la chaîne de traitement plus complexe que ce qui est le plus souvent pratiqué au Danemark.

On le voit, la transposition d'un modèle, qu'il soit '' danois '', '' bavarois'', '' suisse '' ou autre, nécessite une adaptation aux conditions propres à chaque région, et on verra peut-être émerger dans les années à venir un modèle '' breton '' ou '' béarnais ''. Pour cela, il faudra procéder à l'évaluation complète des modèles existants, les adapter et les tester dans différents contextes, et laisser la porte ouverte à l'inventivité.

4.1.3. Pour les décharges

La valorisation énergétique du gaz de décharge représentait en 2001, en France, près de 11.000 tep réparties sur 5 sites : 253 GWh électriques et 7 ktep thermique. Le gisement potentiel peut être estimé à près de 300.000 tep par an.

Quelle valorisation pour les gaz de décharge :

Avec le nouveau tarif « gaz de décharge » (3 Octobre 2001), l’électricité issue du gaz de décharge (pour les puissances inférieures à 2 MW, qui représentent le plus grand nombre) sera désormais achetée à environ 57 €/MWh, plus ou moins selon le taux de disponibilité, un peu plus dans les DOM, avec une prime pour la récupération de la chaleur. Le coût théorique maximal, en métropole, est de 64 €/MWh. Ce nouveau tarif reste insuffisant pour promouvoir réellement la valorisation de cette énergie. On peut estimer que le tarif Allemand de 66,5 €/MWh (loi EEG, installations gaz de décharge entre 500 kW et 5 MW), permettrait de valoriser l’essentiel du gisement, soit de l’ordre de 2.000 GWh pour près de 200 installations.

La valorisation sous forme électrique reste la solution de facilité, qui permet de garantir un débouché sûr et continu pour le biogaz. D’autres voies, comme la valorisation thermique directe (y compris par cogénération) ou l’injection sur le réseau de gaz naturel (après épuration), sont plus intéressantes sur les plans technique, environnemental, économique. Celles-ci ne font pas l’objet de dispositifs de soutien de la part des pouvoirs publics, hormis les subventions à l’investissement, et pour le moment en France l’injection sur le réseau fait l’objet d’un blocage total.

Valorisation du biogaz issu des décharges et effet de serre

Le méthane est un important contributeur à l’effet de serre. Dans l’Union Européenne, le méthane généré par les activités humaines en représente 22 millions de tonnes par an avec une incertitude de l’ordre de ± 20 %. A raison d’une équivalence de 21 tonnes de CO2 pour une tonne de méthane en termes d’impact sur l’effet de serre (Potentiel de Réchauffement Global), ces émissions représentent 460 millions de tonnes équivalent CO2 soit 11 % du total des émissions de gaz à effet de serre. Mais il est à noter que la durée de vie du méthane, 12 ans en moyenne, est beaucoup plus courte que celle du CO2. On estime donc que la concentration en méthane sera stabilisée au niveau actuel en diminuant les émissions de 8 %.

Dans les années 1990, les émissions non contrôlées de gaz de décharge constituaient la première source de méthane, avec plus de 7 millions de tonnes, soit 150 millions de tonnes équivalent CO2, devant les fermentations entériques des ruminants ou les émissions de gaz naturel et de gaz de mine.

Actuellement, grâce à la généralisation de la collecte du gaz sur les sites les plus importants (arrêté « décharge » de 1997), les émissions ont fortement diminué et la contribution des centres d’enfouissement des déchets est estimée à 3 à 4 % des émissions totales de gaz à effet de serre, en France et en Europe (chiffres à considérer avec prudence étant donné les incertitudes pouvant aller jusqu’à 40 %). Il apparaît même que le stockage peut être un moyen efficace de lutter contre l’effet de serre. En effet, la collecte de la quasi totalité du gaz permet d’éliminer l’impact effet de serre, sa valorisation apporte un supplément par substitution à une énergie fossile, et les matières carbonées non dégradées (plastiques, lignine) constituent un puits de carbone.

Toutefois, il est encore possible d’améliorer significativement le bilan «effet de serre » des centres d’enfouissement par différentes mesures. En effet, il faut nuancer ces effets positifs car les émissions de méthane non collectable au cours de la phase initiale font basculer le bilan carbone du mauvais côté. Ces émissions peuvent cependant être atténuées en réduisant autant que possible la durée de remplissage d’un casier, afin de mettre en place rapidement un système de collecte du gaz. En effet, pour de nombreux sites, le captage n’est réalisé souvent que plusieurs années après l’enfouissement des déchets, de façon partielle et peu efficace, avec une couverture insuffisante.

Il est donc possible d’atteindre un bilan « effet de serre » nul, voire négatif à condition de respecter un certain mode opératoire :

- Mise en service d’un système de captage efficace moins d’un an après l’ouverture d’un nouveau casier

- Réalisation d’une couverture imperméable ou, à défaut, d’une « couverture oxydante » pour les sites de faible productivité

- Valorisation optimisée du biogaz.

La valorisation du biogaz est même susceptible de compenser les fuites inévitables du système (fuites résiduelles aux parois, émissions initiales), et d’aboutir à un bilan positif du point de vue effet de serre.

Le bilan effet de serre des centres de stockage doit donc s’apprécier en fonction des options choisies, et non extrapolées à l’ensemble des situations.

Ainsi, on constate que la priorité consiste à bien collecter le biogaz, mais que la conception même de l’ISD (délai de dégazage) joue un rôle important, de même que la nature de la couverture, ainsi que la valorisation du biogaz.

Par rapport à un grand nombre de situations actuelles (type « ancienne conception »), les enjeux peuvent s’évaluer de la façon suivante (en % des émissions « moyennes »), en tenant compte des aspects pratiques :

- amélioration captage (en intégrant le phénomène d’oxydation) : 35 %

- réduction délai de captage : 30 %

- valorisation du biogaz : 25 %

	« Ancienne conception »	« Nouvelle conception »
Délais de mise en place effective du dégazage	4 ans	1 an
Taux de captage	50 %	95 %
Oxydation parois	20 % des fuites	50 % des fuites
Valorisation	non	Substitution fioul
Soldes des émissions (m3 CH4/t) (non compris effet « puits de carbone »)	+ 56	- 6

Le graphique ci-après illustre le bilan « effet de serre » (ramené en m³de méthane par tonne de déchets) entre une installation « ancienne conception » et une installation « nouvelle conception ».

4.1.4. Pour les effluents industriels

Comme dans les autres filières, la valorisation du biogaz issu des effluents industriels implique des investissements dont le temps de retour dépasse souvent les deux ans. Aussi la valorisation du biogaz n’est pas systématiquement recherchée. L’étude sur laquelle nous nous sommes basée dans cette partie prévient que la valorisation n’intervient, au sein d’une entreprise, qu’au quatrième ou cinquième rang des préoccupations, après la production et la destruction des déchets, la réduction des odeurs et le gain de place. Seuls quelques industriels d’importance se sont lancés dans la valorisation, en général parce que la production de biogaz est supérieure à (1000 Nm 3 par jour). Ils apportent la preuve que la méthanisation peut être à la fois une technique de dépollution efficace et une source d’énergie rentable à terme.

Les industriels qui ont recours à la méthanisation sont aussi variés que la taille des installations de méthanisation. Ce sont aussi bien des gros industriels de la papeterie que des petites coopératives vinicoles, en passant par des producteurs de confitures. Ils ont en commun d’avoir choisi ce mode de dépollution pour son efficacité au regard de contraintes réglementaires grandissantes en matière de rejets dans le milieu naturel et pour ses faibles coûts (exploitation, entretien). Toutefois, c’est bien la réglementation qui a poussé les industriels à rechercher un moyen efficace de dépolluer.

Pour la totalité des installations, l’effluent à traiter est à l’état liquide, avec peu ou pas de matière en suspension et une concentration, suivant le secteur d’activité, qui peut aller de 2 à 90 g/l DCO et des débits qui peuvent aller jusqu’à 500 m ³ /h. Une autre caractéristique de l’effluent industriel est sa faible teneur en métaux lourds comparativement à ce que l’on retrouve dans les stations d’épuration urbaines. D’ailleurs, dans le secteur agro-alimentaire, le digestat est valorisé en amendement agricole (compost) en adjoignant certains résidus naturels. D’autres secteurs d’activités, produisant relativement peu de boues, recyclent celles-ci en les renvoyant en tête de process.

Le bilan des installations industrielles de méthanisation en 2001 a recensé 76 sites industriels avec 95 méthaniseurs en fonctionnement. Le panorama national et régional a considérablement évolué, dans le sens où certaines régions ont vu apparaître des installations de méthanisation quand d’autres voyaient leur nombre doubler (cas de la région PACA).

L’évolution générale laisse apparaître un accroissement du nombre de méthaniseurs en fonctionnement. Le facteur multiplicatif est proche de 2 : on passe de 55 à 95 méthaniseurs entre 1995 et 2001.

Les sites ont été regroupés en 4 secteurs[9] :

1. le groupe boissons / distilleries : les brasseries, les distilleries, les caves coopératives vinicoles et les laiteries,

2. le groupe papeterie : uniquement des papeteries,

3. le groupe agroalimentaire : les abattoirs, les producteurs de confiture, les sucreries, les producteurs de légumes conditionnés…

4. le groupe agrochimique : les industriels de la parfumerie et de l’amidonnerie.

Groupe	Secteur d'activités	Nb de méthaniseur	Nb de sites	Production de Biogaz (tep/an)	Nb de sites valorisant	Biogaz valorisé
Boissons-distilleries	Boissons-brasserie	13	10	3000	1	500
	Distillerie Cave vinicole	30	24	7000	4	4000
	laiterie	4	4	1000	1	800
	Sous total	43	34	11000	5	5300
Industrie agro-alimentaire	Abattoir	0	0	0	0	0
	confiture	4	3	600	0	0
	Pomme de terre et légumes	5	4	4000	2	3300
	Chewing-gum alimentation	6	6	200	0	0
	Sucreire	1	1	100	0	0
	Sous total	16	14	4900	2	3300
Papeterie	Sous total	23	17	10000	6	7500
Industrie agrochimique	Chimie	8	8	2700	1	500
	Amidonerie-Levurerie	3	1	700	0	0
	Sous total	11	9	3400	1	500
	Total	95	76	29300	16	14600

Il est a noté que les capacités des différents sites sont très hétérogènes : 16 sites, produisent environ 18 ktep, et en valorisent 15 ktep. Ce qui représente environ les 2/3 de la production totale de biogaz. Tandis que les 60 autres sites produisent environ 7-11 ktep et l’essentiel de leur production part à la torchère.

D’autre part, certains sites n’utilisent leur installation de méthanisation à la capacité nominale pendant une faible partie de l’année. Dans le cadre des limitations des mises en décharge des déchets, il est probable que ces sites pourront offrir une prestation de destruction de déchets à d’autres industriels dont le cycle de production est complémentaire à un coût qui, malgré les transports, sera plus intéressant qu’un investissement de traitement spécifique.

4.2. Bilan de la production de biogaz en Europe [10]

Actuellement, on estime à 3000 le nombre d’unités de méthanisation en Europe et à 450 le nombre de centres de stockage de déchets qui valorisent le biogaz. La production totale de biogaz de ces installations est d’environ 2,2 millions de tep dont au moins la moitié est valorisée (hors autoconsommation de chaleur des digesteurs). Mais, le potentiel européen reste encore largement inexploité. La part valorisée ne représente que 10 % du gisement aujourd’hui accessible pour un potentiel estimé à l’horizon 2020 de l’ordre de 18 millions de tep. Actuellement, le biogaz contribue à hauteur de 0,16 % à l’approvisionnement énergétique de l’Union Européenne.

4.2.1. Comparatif de la production et de la valorisation du biogaz dans différents pays européens

L’Allemagne et le Royaume-Uni sont, en valeur absolue, les plus gros producteurs de biogaz. Mais, au Danemark, en Suède et aux Pays-Bas, la valorisation de biogaz, rapportée au nombre d’habitants, est trois fois plus développée qu’en France, Belgique, Irlande, six fois plus qu’en Italie, Portugal ou Espagne. En production par habitant, l’Allemagne se retrouve à la 6^ème position. On peut établir le classement suivant en rapportant la production brute annuelle de biogaz au nombre d’habitants :

En Europe, les principaux gisements exploités sont aujourd’hui les décharges et les STEP avec une production de biogaz respectivement de 900 000 et 800 000 tep. Les usines de méthanisation des déchets municipaux représentent 60 000 tep et les installations de méthanisation des déchets agricoles (installations « à la ferme » et unités collectives de co-digestion) 70 000 tep.

En ce qui concerne les voies de valorisation du biogaz, les situations des différents pays européens sont assez différentes. Alors que la France et la Suède ont surtout développé les STEP, le Royaume-Uni a centré ses efforts sur la valorisation du biogaz de décharge, le Danemark sur la co-digestion de déjections animales et les Pays-Bas sur la méthanisation des bio-déchets municipaux.

Le tableau suivant résume la situation actuelle de l’Europe en fonction des différentes filières :

	Nombre d’installations	Production annuelle brute en milliers de tep	Voies de valorisation	Plus forte valorisation par habitant	commentaires
Boues de STEP urbaines	1500	800	Cogénération, consommation de l’électricité pour le traitement des eaux	Suède, Suisse, Pays-Bas, Royaume-Uni	60 % des boues d’épuration de l’UE traitées par méthanisation 2 millions de tonnes de matières organiques converties en biogaz
Digesteurs d’effluents industriels	400	400	Chaleur	Pays-Bas, Belgique, Autriche, Allemagne	Applications variées : brasseries, papeteries, chimie, agro-alimentaire…
Décharges	450	900	Electricité exportée sur le réseau	Royaume-Uni, Suède, Pays-Bas
Usines de méthanisation des déchets municipaux	60	60	Cogénération	Pays-Bas, Suisse, Danemark	Croissance du parc de 40 % / an
Biogaz « à la ferme »	900	30	Cogénération Exportation partielle d’électricité sur le réseau	Allemagne, Danemark, Portugal, Suisse	800 installations en Allemagne
Usines collectives de co-digestion	50	40	Cogénération	Danemark	Plus de 25 unités au Danemark

4.2.2. Comparatif du cadre institutionnel des différents pays européens

Malgré des directives européennes sur les objectifs globaux à atteindre en matière d’énergie renouvelable, et notamment de production et de valorisation du biogaz, les situations des différents pays européens sont donc assez disparates. Le niveau de production et de valorisation du biogaz dans chaque pays dépend étroitement du cadre réglementaire et des politiques menées en faveur du développement de cette énergie.

Actuellement, si le biogaz n’est pas auto-consommé par le producteur (exemple des chaudières), sa valorisation n’est pas économiquement rentable car les temps de retour sur investissements sont incompatibles avec des exigences de rentabilité de court terme. C’est pourquoi, les programmes de soutien au biogaz sont nécessaires pour assurer le développement de sa valorisation.

Il peut donc être intéressant d’établir un comparatif entre les différents pays européens pour expliquer ces différences de niveau production et de valorisation et dégager certaines caractéristiques nécessaires pour établir un contexte institutionnel favorable au développement du biogaz. Nous pourrons, notamment, comparer les faits marquants relatifs aux points suivants :

- les objectifs en matière d’énergie ou plus particulièrement de biogaz

- les investissements

- le cadre réglementaire (taxes, prix de rachat de l’électricité…)

Nous pouvons établir un comparatif de pays dont la situation est très différente : par exemple, le Royaume-Uni, la Suède, le Danemark, dont la production et la valorisation de biogaz par habitant sont élevées, le Portugal et la Grèce, où la filière biogaz est peu développée, ainsi qu’un résumé du cas français.

	Objectifs / Contexte	Investissements / Aides	Cadre réglementaire
RU	2010 : 10% d’énergie renouvelable dans l’approvisionnement en électricité.	NFFO[11] ; fonds de lutte contre le changement climatique qui pourrait être affecté aux énergies renouvelables ; Ministère du Commerce et de l’Industrie : 30 M € pour 2001/2002	Taxe sur les énergies fossiles dont le revenu est affecté aux énergies renouvelables. Taxe sur la consommation d’électricité
Suède	Loi de 1997 : Abandon de l’énergie nucléaire et remplacement par les énergies renouvelables, augmentation de la production d’électricité renouvelable de 1500 GWhe sur 5 ans.	1 milliard € dont 650 M du ministère de l’environnement. Aide au biogaz carburant (500 véhicules roulent au biogaz)	Taxes sur CO2, SO2, NO2 dont sont exemptées les énergies renouvelables. Obligation d’achat de l’électricité d’origine renouvelable (35 € / MWh)
Danemark	2030 : 35 % d’énergie renouvelable dans l’approvisionnement du pays en énergie et 75 % en électricité. 2005 : réduction de 20 % des émissions de CO2. 2020 : production de biogaz à 500 ktep	Programme de développement des installations collectives → développement industriel. Subventions élevées (jusqu’à 40 %), 20 % pour les installations centralisées et 30 % pour les installations à la ferme. Forts investissements R&D.	Loi sur l’électricité 1991 : prime de 23 € / MWh pour les énergies renouvelables, Prix de rachat moyen : 72 € / MWh Obligation de substituer un part du charbon par du biogaz. Certificats « verts »[12]
Portugal	Grande dépendance énergétique. Plus faible production de biogaz en Europe ; surtout installations à la ferme. Très peu de STEP urbaines.	Programmes de financement des énergies renouvelables.	Obligation d’achat.
Grèce	1996-2003 : la compagnie électrique doit augmenter la part des énergies renouvelables de 63 MWe à 255-355 MWe. Très peu d’unités de méthanisation (10)	Financements publics, privés et UE. Subventions à des projets d’unités de méthanisation.	Investissements en matière d’énergies renouvelables déductibles des revenus imposables (75 à 100 %). Loi sur l’électricité 1994 : obligation d’achat, tarif de rachat moyen : 52 € / MWh.
France	13 % de l’énergie produite à partir de ressources renouvelables. Importance du nucléaire → faible soutien aux énergies renouvelables jusqu’en 2000. Programme de réduction des émissions de gaz à effet de serre. 2006 : multiplier par 2 la quantité de biogaz valorisée. Potentiel le plus important d’Europe, mais très peu exploité. Pas d’installation centralisée, peu d’installations individuelles, méthanisation des biodéchets très peu développée.	Financements consacrés aux énergies renouvelables assez faibles. 1997 : l’ADEME est dotée de 75 M €. Mesures d’accompagnement et de financement des études de gisement et de faisabilité.	Obligation d’achat (43 € / MWh )

On peut conclure, à partir de ce comparatif entre différents pays européens, que la filière biogaz est la plus développée dans les pays qui mènent à la fois des politiques de préservation de l’environnement et de développement des énergies renouvelables. Quelques points semblent essentiels dans les dispositifs nationaux pour développer un contexte favorable au biogaz :

- L’affichage d’objectifs précis (exemple du Danemark)

- Les programmes d’accompagnement : appui technique, accès à l’information, échanges d’expérience…

- Subventions à l’investissement, prêts à taux réduits

- Taxe énergie / carbone : exemple de la Suède, du Royaume-Uni

- Dispositifs portant sur la production d’électricité d’origine renouvelable : rôle du nucléaire (exemples Suède / France) ; tarif d’achat élevé et primes (exemple du Danemark), obligation de taux d’incorporation d’électricité renouvelable dans le réseau. Système d’appel d’offre (exemple du Royaume-Uni où ce système a été très efficace)

- Dispositifs portant sur la valorisation thermique du biogaz : exemple du Danemark avec le remplacement partiel du charbon par des énergies renouvelables.

- Dispositifs portant sur la distribution de gaz naturel issu de biogaz : l’injection de biogaz dans les réseaux publics est pratiquée aux Pays-Bas, en Allemagne, au Danemark et des projets sont en cours en Suisse.

- Dispositifs portant sur le gaz naturel pour véhicules : en Suède, plus de 500 véhicules roulent au biogaz carburant. Le biogaz carburant y est très soutenu par les pouvoirs publics car il est considéré comme un carburant ayant un faible impact sur la santé, l’environnement et le climat.

5. Utilisation du Biogaz et impact sur les émissions de gaz à effet de serre

A partir des différentes données évoquées dans les parties précédentes, on cherche à évaluer le gisement de biogaz en France, son pourcentage de valorisation, le potentiel d’exploitation, ce que ce gisement représente vis-à-vis des consommations énergétiques françaises et la capacité possible de réduction de l’effet de serre. Les calculs sont faits grâce au tableau de correspondance (voir annexe)

5.1. Evaluation du gisement de biogaz et sa valorisation en France

Le tableau suivant[13] indique les productions actuelles de biogaz (valorisé ou non) et le potentiel récupérable.

	nombre de sites	production actuelle (en tep)	nombre de sites potentiels	production récupérable (en tep)
Stations d’épuration urbaines	180	65 000	200	150 000
Station d’épuration industrielles et industries agro-alimentaires	64	64 000	400	800 000
Décharges	5	19 000	140	300 000
Méthanisation de déchets solides et assimilables (dont industries agro-alimentaires)	1	1 900	270	1 000 000
digesteurs agricoles	10	100	1 000	1 000 000
TOTAL	260	150 000	2 010	3 250 000

On observe que le gisement est très peu exploité, notamment dans le domaine agricole.

Le tableau suivant[14] permet d’évaluer les économies en teq CO2 effectuées en 1999, 2000 et 2001 grâce à la valorisation du biogaz en électricité ou en chaleur.

	1999		2000		2001
	Valorisation électrique en GWh	Valorisation thermique en ktep	Valorisation électrique en GWh	Valorisation thermique en ktep	Valorisation électrique en GWh	Valorisation thermique en ktep
Biogaz issu de décharge	118	8	249	7	253	7
Biogaz issu de boues d'épuration	87	33	89	33	89	33
Biogaz issu de boues agricoles	-	5	-	5	-	5
Biogaz issu d'effluents des IAA	8	16	8	18	8	18

Pour faire le calcul on utilise les données du tableau utilisé pour les calculs de la partie sur l’effet de serre.

Source : « Déchets, énergie et changement climatique »

Colloque européen, 5-6 Décembre 2002

AMORCE – ACRR – Energies Cités – Ville de Paris

Combustible	kg CO2 / MWh
Fioul	315
Gaz fossile	205
Charbon	473
Electricité (mix français 2001, consommation intérieure nette)	131

On obtient les résultats suivants :

	Economie en t éq.C02 en (1999)		Economie en t éq.C02 en (2000)		Economie en t éq.C02 en (2001)
	Valorisation électrique	Valorisation thermique	Valorisation électrique	Valorisation thermique	Valorisation électrique	Valorisation thermique
Biogaz issu de décharge	15458	2167,2	32619	1896,3	33143	1896,3
Biogaz issu de boues d'épuration	11397	8939,7	11659	8939,7	11659	8939,7
Biogaz issu de boues agricoles		1354,5		1354,5		1354,5
Biogaz issu d'effluents des IAA	1048	4334,4	1048	4876,2	1048	4876,2

On constate que par exemple, la valorisation thermique au niveau des décharges a doublé. Ceci est probablement dû à l’obligation de récupérer le biogaz de décharge, ce qui pousse alors les exploitants à envisager des solutions de valorisation plutôt que le brûlage en torchère.

Par la suite, on peut essayer de faire des évaluations par secteur, en fonction de l’origine du biogaz. Pour les décharges, nous ne disposons pas de sources suffisamment fiables. En effet, le potentiel est estimé à 19 000 tep d’après le centre d'information sur l'énergie et l'environnement alors que le total valorisé électricité + chaleur donne une production de 28 758 tep d’après l’Observatoire de l’Energie. Pour ce qui est du biogaz issu de l’agriculture, la production est trop faible pour avoir des estimations fiables. En fait, le potentiel est énorme, et l’utilisation (encore très rare) de la technique de la méthanisation induit presque systématiquement une valorisation. Le problème vient du fait que la filière est complètement sous développée en France.

Les calculs qui suivent sont donc effectués à partir de données sur le biogaz issu des boues des stations d’épuration et des effluents industriels.

Biogaz issu des stations d’épuration :

Production de biogaz	94 millions de m³/an de méthane
Energie valorisée	33 000 tonnes équivalent pétrole/an (énergie thermique) 89GWh/an (énergie électrique)
Résultats des calculs
Energie valorisée totale (en tep)	40654
production de biogaz (en tep)	80840
% de valorisation	50,28946066
potentiel de production (en tep)	150000

Le tableau précédent[15] montre que le pourcentage de valorisation, de l’ordre de 50 %, peut encore être largement augmenté et que le potentiel de valorisation est même beaucoup plus grand si l’on tient compte de ce que l’on n’a pas encore traité par une méthode de méthanisation permettant la production de biogaz (150 000 tep). Ainsi, le potentiel pour la seule filière des boues des stations d’épuration correspond à l’ensemble de la production actuelle de biogaz toute filière confondue.

Biogaz issu des effluents industriels[16] :

Production de Biogaz (tep/an)	29300
Biogaz valorisé (tep/an)	14600
% de valorisation	49,82935154
Potentiel de production	1 000 000

On remarque que le pourcentage de valorisation est du même ordre que pour les boues des stations d’épuration. Par contre, même si le potentiel de valorisation ne peut être estimé avec précision, il est vraiment énorme par rapport à la production actuelle.

5.2. Quel impact sur les émissions de gaz à effet de serre dans le cas d’une valorisation totale du gisement

On cherche maintenant à évaluer les économies d’énergies et l’impact sur l’effet de serre réalisés dans l’hypothèse où l’ensemble du gisement potentiel de biogaz serait valorisé. Le centre d'information sur l'énergie et l'environnement estime le potentiel de production de biogaz à 3 250 000 tep/an. Dans un premier temps, on se base sur la situation actuelle pour avoir une base de calcul. D’autre part, l’ensemble des émissions de gaz à effet de serre est évalué à 484 000 000 téq CO2 («Déchets, énergie et changement climatique» Colloque européen, 5-6 Décembre 2002 AMORCE – ACRR – Energies Cités – Ville de Paris ).

. On effectue le rapport entre l’économie en téq calculé et les émissions totales pour déterminer le pourcentage d’impact. Enfin, on considère pour simplifier qu’une valorisation thermique entraîne uniquement des économies de fioul. On obtient alors le tableau suivant :

	En tep	En GWh	Economie en téq CO2	% par rapport aux émissions de ges
valorisation électrique	30 100	350	45850	0,00947314
valorisation thermique	63 000	732,55814	230755,814	0,047676821
production valorisée	93100	1082,55814	276605,814	0,057149962

De plus, on obtient une répartition entre valorisation thermique et valorisation électrique de respectivement 67,67 % et 32,33 %.

On fait donc ensuite l’hypothèse d’une valorisation totale du gisement potentiel (3 250 000 tep) sous forme électrique et thermique avec les pourcentages précédemment calculés : 68 % pour la valorisation thermique et 32 % pour la valorisation électrique. On obtient alors le tableau suivant :

	En tep	En GWh	économie en teqCO2	% par rapport aux émissions de ges
Valorisation électrique	1040000	12093,0233	1584186,047	0,327311167
Valorisation thermique	2210000	25697,6744	8094767,442	1,672472612
total	3250000	37790,6977	9678953,488	1,999783779

Le pourcentage de réduction des émissions devient relativement significatif avec une exploitation maximale des ressources potentielles de biogaz.

Dans un second temps, on fait les mêmes calculs mais en supposant que l’intégralité de la production potentielle de biogaz soit valorisée sous forme de gaz (à injecter dans le réseau en substitution du gaz fossile)

	En tep	En GWh	économie en teqCO2	% de réduction des émissions de ges
Production de biogaz	3250000	37790,6977	7747093,023	1,600639054

Là encore, les chiffres sont significatifs. Au total l’impact est un peu moins fort que dans la situation précédente car en substituant le biogaz à du fioul, on diminue plus l’effet de serre qu’avec du gaz fossile.

5.3. Quelle économie de matière première énergétique peut-on réaliser dans le cas d’une valorisation totale du gisement

On peut maintenant évaluer les impacts en terme de consommation d’énergie dans les 2 cas envisagés précédemment.

Premier cas : 68 % de valorisation thermique et 32 % de valorisation électrique

Pour les calculs suivants, on utilise le tableau issu de statistiques de septembre 2003 effectuées par l’Observatoire de l’Energie.

On obtient alors une économie énergétique globale de l’ordre de 2 %, une économie d’électricité de l’ordre de 3 % et une économie de fioul de l’ordre de 2,9 %

Deuxième cas : l’intégralité de la production potentielle de biogaz est valorisée sous forme de gaz

Pour les calculs, on utilise les tableaux suivants (statistiques de septembre 2003 effectuées par l’Observatoire de l’Energie).

On obtient alors une économie sur la consommation de l’ordre de 8 % et une économie sur les importations de 8,6 %, ce qui est significatif.

Pour finir, on peut essayer de situer le biogaz vis-à-vis de la production des autres énergies renouvelables en France. Ci-après, un tableau[17] de synthèse permettant de comparer ces différentes énergies.

MÉTROPOLE	2000		2001 révisé		2002 provisoire
	Électricité	Thermique[18]	Électricité	Thermique	Électricité	Thermique
	en GWh	en ktep	en GWh	en ktep	en GWh	en ktep
RECAPITULATIF
Hydraulique	72 403		79 126		66 135
Eolien	78		124		265
Solaire photovoltaïque et thermique	4	19	5	18	7	18
Géothermie	0	110	0	117	0	118
Pompes à chaleur		234		257		265
Déchets urbains solides	2 041	654	2 332	617	2 464	645
Bois et déchets de bois	1 355	8 552	1 273	8 809	1 324	8 154
Résidus de récoltes hors bagasse		75		77		77
Biogaz	321	57	349	58	406	59
Biocarburants		329		327		326
TOTAL	76 202	10 030	83 209	10 279	70 600	9 662
TOTAL en ktep[19]	16 584		17 435		15 734

Les valeurs du tableau pour le biogaz sont légèrement différentes des données utilisées précédemment à cause des problèmes d’évaluation du gisement mais ces différences ne sont pas significatives.

Ainsi en 2002 la part du biogaz dans la production totale d’énergie renouvelable n’est que de 0,6 % ce qui est très peu surtout vis-à-vis de l’hydraulique et des bois et déchets de bois.

Conclusion :

Les études précédentes ont montré que la filière du biogaz a un énorme potentiel encore largement inexploité. On peut y voir deux raisons principales. Dune part, la méthanisation est surtout utilisée comme technique de traitement et donc le biogaz n’est pas forcement valorisé. D’autre part, les différentes filières n’ont pas toujours recours à la méthanisation. C’est particulièrement vrai pour l’agriculture où le potentiel est énorme mais la filière complètement sous développée en raison d’un manque de connaissances et de moyens pour mettre en œuvre la technique de méthanisation.

Par ailleurs, on peut se poser la question de l’avenir de l’injection du biogaz dans le réseau à l’heure de l’ouverture du marché du gaz à la concurrence. En effet, cette méthode très avantageuse, qui permet de s’affranchir de la nécessité de valoriser le biogaz à proximité du site, est légalement possible. Toutefois, elle n’a jamais été réalisée en France et les conditions économiques, techniques et réglementaires requises la rendent difficilement applicable.

En cela, on est en droit de s’interroger sur les volontés politiques de favoriser le développement du biogaz. Les réglementations sont encore trop contraignantes et il semble que la politique actuelle soit plutôt axée sur l’éolien si l’on en juge par les tarifs de rachat de l’électricité beaucoup plus avantageux pour cette technique que pour la filière du biogaz. Pourtant, le biogaz présente des avantages indéniables en matière d’économie d’énergie et de réduction des émissions de gaz effet de serre, notamment grâce au captage du méthane dans l’agriculture. Mais on ne peut espérer une augmentation de l’utilisation du biogaz que par une évolution significative du cadre actuel. L’avenir du biogaz reste donc suspendu aux décisions politiques futures.

Annexes :

Compte rendu entretien avec Christian Couturier

Christian COUTURIER est responsable du secteur déchets et biogaz chez SOLAGRO

· Les principales resssources

1 : Agriculture

2 : Effluents industriels et urbains

Il a fait l’opposition entre la campagne, lieu de la production de la biomasse et la ville consommatrice de la biomasse. Il y a une concentration de la biomasse valorisée (et donc concentration énergétique) vers la ville. D’où une valorisation plus aboutie du biogaz en ville.

· La valorisation du biogaz

Aujourd’hui problème de débouché et de proximité, d’où un bon développement de la cogénération car l’électricité (seule valorisation pouvant actuellement se dégager de la contrainte de distance) a un rendement faible et le rachat par Edf est très faible.

Le gaz naturel serait une solution idéale mais non aboutie qui permettrait de se dégager également des contraintes de distance, une valorisation totale du biogaz et plus de problèmes de débouchés. Vision idéale : production énergie par la biomasse utilisable partout.

· Biogaz et effet de serre

La valorisation évite d’utiliser des ressources fossiles

Cycle du carbone par biomasse

Puit de carbone (stockage pour combustion et rejet ultérieur dans le cas de l’enfouissement / épandage = dégradation progressive en humus avec retour vers la biomasse)

· Perspective de développement

1 : Solution économiquement rentable, notamment problème de rachat par Edf qui provoque des retours sur investissement trop long

2 : Problème réglementaire

Le cadre réglementaire est lourd, contraignant et non harmonisé régionalement (installation au cas par cas, études lourdes et coûteuses)

3 : Problème politique

Par rapport au gaz naturel iniquité : l’argument contre le biogaz est du domaine de santé publique or il n’existe pas de réglementation concernant l’introduction du gaz de ville (nota santé) concurrence déloyale avec Gdf.

Prix de rachat et option tout nucléaire

Vision du biogaz comme une énergie marginale, elle restera donc marginale.

Compte rendu de l’entretien avec Isabelle Ardouin et Marc Darras

Qualité des interlocuteurs :

· Isabelle Ardouin (chef de projet à la délégation au pôle marketing stratégique à Gaz de France)

· Marc Darras (direction générale de Gaz de France)

La transposition de la directive européenne du 3 janvier 2003 a rendu possible l’injection du biogaz dans le réseau à la condition qu’il ait été suffisamment épuré. A la base, cette directive a pour but de créer un marché européen entre les réseaux de gaz.

Retour sur le cas de la décharge de Montech près de Montauban :

Un contrat avait été signé concernant l’injection de biogaz de décharge dans le réseau mais aucune analyse des risques encourus n’avait été effectuée si bien que Gaz de France a refusé cette injection.

Risques liés à l’injection du biogaz dans le réseau :

L’injection du biogaz dans le réseau présente un certain nombre de risques que l’on a pendant longtemps eu du mal à évaluer. Or avec l’expérience et le recul, on a pu identifier plus clairement et catégoriser ces risques.

Le risque d’atteinte à l’intégrité du réseau :

Gaz de France est responsable du maintien de l’intégrité du réseau.

Le gaz à haute pression circule dans des canalisations en acier puis pour les basses pressions dans des canalisations en fonte, cuivre ou encore en PE. Or, les composés « parasites » du biogaz, 02, soufre, eau, composés halogénés peuvent générer de nombreux problèmes comme le blocage des injecteurs, la corrosion des tuyaux, la formation d’hydrates. De plus, les gaz son transportés à haute pression et subissent une détente avant d’être distribués. Cette détente entraîne un changement de température qui peut provoquer certaines réactions.

Ces problèmes se posent d’autant plus qu’il n’existe pas de formalisme précisant les seuils à respecter concernant la teneur de ces différents composants dans le biogaz. Les opérateurs sont en effet très peu nombreux et il n’y a pas encore eu de « capitalisation » réelle des expériences dans ce domaine.

Risque lié à la qualité du biogaz

La production de biogaz ne permet pas de garantir une qualité constante de ce gaz. Or ceci peut s’avérer problématique pour certains processus industriels nécessitant un gaz de bonne et constante qualité. D’autre part, comme pour le cas de l’électricité, se pose le problème de la continuité de l’activité. La production de biogaz dépend en effet de la quantité de déchets que l’on a pu méthaniser. Or, cette quantité n’est pas constante et l’on remarque qu’il y a une plus grosse production de biogaz en été (plus de déchets à cette période) qu’en hivers où la demande en gaz (chauffage) est la plus grande, ce qui génère des problèmes de fonctionnement mais aussi des problèmes économiques.

Risques sanitaires

Les risques sanitaires peuvent se situer à deux niveaux :

- au niveau du personnel opérant sur les réseaux

- au niveau des usagers du gaz

Par exemple, il peut y avoir des traces de dioxines dans le biogaz. Or, la succession des scandales et des graves problèmes sanitaires ces dernières années (sang contaminé, légionellose, vache folle) impose aujourd’hui que l’on place ce problème au premier plan. En effet, en cas de problème, se pose la question de la détermination de la responsabilité. Qui doit-on incriminer en cas de problème : le producteur, le distributeur (et donc Gaz de France) ? C’est dans cette optique que Gaz de France demande la création d’une autorité supérieure compétente pour décider si oui ou non l’injection du biogaz risque de poser un problème sanitaire et quels seuils on doit respecter pour empêcher tout risque.

Conditions d’injection du biogaz dans le réseau :

Depuis quelques années, et de par l’existence de la directive européenne sur ce sujet, la position de Gaz de France a donc évolué en matière d’injection de biogaz dans le réseau. En effet, sous réserve de satisfaire à un cahier des charges imposé par Gaz de France (mesure imposée par la directive européenne) et si le producteur et Gaz de France arrivent à se mettre d’accord sur le tarif, il serait alors possible d’injecter du biogaz dans le réseau. Par exemple, cette expérience va être menée à Lille où l’on va injecter dans le réseau local du biogaz issu de la méthanisation. Mais injecter du biogaz dans le réseau représente un surcoût que GDF ne veut pas prendre en charge car il impliquerait une augmentation significative des tarifs pour le consommateur. Or, vu les coûts nécessaires à l’épuration du biogaz, il semble difficile de réussir à réaliser une opération rentable : on arrive souvent à des temps de retour de plus de 30 ans.

Conditions économiques

Injecter du biogaz dans le réseau pose donc aussi le problème de la rentabilité de tels projets. En effet, pour espérer des temps de retour raisonnables, il faut déjà disposer de volumes conséquents de biogaz ce qui n’est pas le cas dans la plupart des installations.

Le procédé d’injection n’est donc pas compétitif par rapport par exemple à des injections locales qui permettraient simplement d’alimenter des infrastructures voisines du lieu de production grâce à des canalisations ne recevant alors que le biogaz. Ainsi, injecter le biogaz dans un réseau nécessite qu’on se dote de moyens pour assurer ce service. Par exemple, en Allemagne, par les systèmes de régie, les surcoûts de certaines filières sont absorbés par d’autres par des systèmes de péréquation et de transfert qu’il convient alors d’identifier clairement.

Cahier des charges de gaz de France relatif à l’introduction de gaz dans le réseau

Cahier des charges

DATE 09 JANVIER 2004

VERSION 1

Caractéristiques des gaz susceptibles d'être introduits dans des réseaux, stockages ou installations de gaz naturel de Gaz de France

DIRECTION TRANSPORT

C.E.O.S / D.E.S. Transport

30, quai de la Révolution

94 146 Alfortville Cedex

Téléphone 01 49 77 47 00

Télécopie 01 49 77 47 35

www.gazdefrance.com

[1] Equivalent habitant : unité définie dans le glossaire

[2] Sources IFEN données de l’environnement 63

[4] Détail du calcul : 72 kg CH₄ x 21(équivalence PRG) = 1512 kg éq. CO₂.

[5] Détail du calcul : 72 kg CH₄ x 44/16 = 198 kg éq. CO₂

[6] Détail du calcul : 1512 (CO₂ émis lors d’une émission directe) – 198 (CO₂ émis lors de la combustion)

[7] Valeurs caractéristiques fournies par l'ADEME et GDF

[8] Source : l’observatoire de l’énergie

[9] Source : ATEE, Bogdan Ph. et Servais C. - Les installations industrielles de méthanisation en 2001

[10] Source : brochure : Solagro - La valorisation du biogaz en Europe, Contexte réglementaire, fiscal, économique et politique - 2001

[11] Non Fossile Fuel Obligation : dispositif de soutien aux énergies renouvelables qui lance notamment des appels d’offre aux producteurs potentiels d’électricité. Les projets retenus bénéficient d’une garantie de reprise de l’énergie produite pendant 15 ans.

[12] Système des certificats « verts » : pour atteindre leur objectif de quote-part d’énergie renouvelable, les distributeurs d’électricité peuvent produire de l’électricité renouvelable ou l’acheter à des opérateurs.

[13] Source : Centre d'information sur l'énergie et l'environnement

[14] Source : Bilan publié en 2002 par l’Observatoire de l’Energie

[15] Sources : Brochure « La digestion anaérobie des boues urbaines »

[16] Source : ATEE, Bogdan Ph. et Servais C. - Les installations industrielles de méthanisation en 2001

[17] Source : Observatoire de l’énergie, juillet 2003

[18] Production d'énergie renouvelable valorisée sous forme thermique (chaleur ou force motrice).

Caractéristique	Spécification
PCS	H : 38,52 à 46,08 MJ/m³(n) B : 34,2 à 37,8 MJ/m³(n)
Indice de Wobbe	H : 48,24 à 56,52 M1/m³(n) B : 42,48 à 46,8 MJ/m³(n)
Point de rosée eau	< -5°C à la PMS du réseau en aval de l'injection (corrélation Gergwater)
Point de rosée hydrocarbures	< -5°C de 1 à 80 bar
Soufre total	< 100 mg/m3(n) teneur instantanée < 75 mg/m3(n) moyenne annuelle
Soufre mercaptique	< 2 mgS/m³(n)
H2S	< 5 mg/m³(n)
H25 + COS	< 5 mgS/m³(n)
C02	< 2 %
THT	< 40 mg/m³(n)en entrée 15 à 40 mg/m³(n) en sortie
02	0,01% molaire (100 ppmv)

Caractéristique	Spécification
^Hg	< 1 µgl/m³(n) (GN) < 50 ng/m³(n) (GNL)
CI	< 1 mg/m³(n)
F	< 10 mg/m³(n)
H2	<6%
CO	<2%
poussières	< 5 mg/m³(n)

taux de conversion	1 kWh	1 GJ	1 therm	1 MBtu	1 m3 de gaz	1 bep	1 tep	1 tec
1 kilowatt heure kWh	1	0.0036	0.0342	0.0034	0.0949	0.00059	0.00008	0.000125
1 gigajoule GJ	277.5	1	9.5	0.95	26.3	0.1634	0.022	0.03467
1 therm	29.27	0.10545	1	0.1	2.78	0.0172	0.0023	0.00365
1 million de Btu MBtu	292.7	1.054	10	1	27.8	0.172	0.0232	0.0365
1 mètre cube de gaz m3	10.54	0.038	0.36	0.036	1	0.0064	0.00087	0.00136
1 baril équivalent pétrole bep	1700	6.12	58.14	5.814	155.5	1	0.135	0.637
1 tonne équivalent pétrole tep	12602	45.37	431	43.1	1153	7.4	1	1.573
1 tonne équivalent charbon tec	8012	28.84	274	27.4	733	1.57	0.6357	1

· Types de boues utilisées :

· Quand utiliser la méthanisation des boues ?

· Bilan énergétique

· Les déchets ménagers : définition et composition

· Le manque de crédibilité de la gestion des déchets municipaux organiques

· Le cadre juridique de la gestion des déchets ménagers

· Le parc européen

· Procédés de méthanisation des déchets ménagers et assimilés

· Mode opératoire

· Exemples de réalisation :

· Mode opératoire

· Exemples de réalisation

· Conditions opératoires

· Exemples de réalisations

· Conditions opératoires

· Exemples de réalisations

· La valorisation thermique

· La valorisation électrique

· Production de carburant :

· L’injection du biogaz dans le réseau :

· La valorisation thermique[7] :

· La valorisation électrique :

· La valorisation de la chaleur et de l’électricité (cogénération) :

· La production de carburant :

· L’injection dans le réseau :

· La valorisation thermique :

· La valorisation électrique :

· L’injection dans le réseau

· Situation du gisement de biogaz issu de l’agriculture en Europe

· La situation en France :

4.2. Bilan de la production de biogaz en Europe[10]

Compte rendu de l’entretien avec Isabelle Ardouin et Marc Darras

· DBO5 (Demande biochimique en oxygène en 5 jours) :

· DCO (demande chimique en oxygène) :

· Déchets ménagers et assimilés :

· Déchet ultime :

· EH :

· Fermentescibles :

· GES :

· ISD :

· Pouvoir calorifique inférieur PCI :

· Pouvoir Calorifique Supérieur PCS :

4.2. Bilan de la production de biogaz en Europe [10]

· DBO₅ (Demande biochimique en oxygène en 5 jours) :