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Biogaz : gérer l’engouement

Biogaz : gérer l’engouement

La production de biogaz connaît un engouement. La filière cogénération est la plus importante, mais la production de biométhane destiné à l’injection dispose d’un important réservoir de capacités.

Photo : Gregory Brandel/GRDF

L’activité de production de biogaz a pris son rythme de croisière. En juin dernier, les intervenants sur le salon lillois Expobiogaz ont souligné la récente augmentation du nombre d’installations de production.

On compte quelque 800 sites de production de biogaz, dont près de 600 sont destinés à la cogénération. La méthanisation orientée vers l’injection rassemble 100 sites, dont 80 en site agricole et le solde en station d’épuration ou en installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND).

La production injectée a atteint 1,425 TWh/an au 30 juin. Surtout, la filière est marquée par un fort engouement. Au 30 juin toujours, le registre de gestion de capacités totalisait 902 projets de méthanisation en file d’attente, soit une capacité de production théorique à terme de 19 TWh/an.

L’activité est portée par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) qui, début 2019, a conditionné la part du gaz vert à 7 % de la consommation de gaz en 2030 si les coûts de production baissaient jusqu’à 67 €/MWh en 2023 et 60 € /MWh en 2028 ; ils sont actuellement de 120 € /MWh pour les méthaniseurs de 100 m3/h, et de 85 €/MWh pour ceux de 750 m3/h pour un prix du gaz naturel fossile de 25 €/MWh. L’option de 10 % de gaz vert inscrite dans la loi de transition énergétique de 2015 est maintenue « en cas de baisses des coûts supérieures ». Ainsi, en 2028, la production totale de gaz vert admise serait de 24 à 32 TWh, dont 14 à 22 TWh de biométhane. Pour y parvenir, les professionnels se mobilisent sur la base de contrats de filière.

par Bernard Reinteau

Biogaz : gérer l’engouement

Xavier Joly, président de Biogaz Vallée « Structurer la filière à moyen terme. »

« La filière biogaz vit une bonne dynamique. Cependant, le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie de janvier 2019 ne donne pas au gaz vert la place qu’il mérite. Il limite les quantités de biométhane à 7 % en 2030 au lieu de 10 % dans la loi de transition énergétique, et demande de baisser les coûts de production de 30 % d’ici à 2028. Le délai est trop court ! Les industriels doivent mettre en place une logique budgétaire qui tienne compte d’une vision à long terme. Car nous investissons pour 15 ans et plus. Pour réduire les coûts, il faut recourir à l’innovation, augmenter le nombre d’installations pour miser sur les effets d’échelle… Ce qui demande de la matière grise et l’investissement de nombreux acteurs. Au-delà de la logique budgétaire, cette nouvelle industrie porte des effets positifs en matière de décarbonation de cette énergie non intermittente et de diversification des activités agricoles ; la méthanisation produit des digestats qui se substituent aux engrais chimiques. Surtout, le gaz renouvelable réinjecté économise autant de gaz fossiles. »

1/ Déméter Énergies : une aventure locale

Lancé en 2013, le site de méthanisation Déméter Énergies, en fonctionnement depuis fin 2018, fournit aujourd’hui de l’eau chaude aux équipements publics de la ville voisine de Mauzé-sur-le-Mignon (Deux-Sèvres). Un réseau de chaleur de 2 km alimente une école, un centre socio-culturel, l’hôtel de ville et, en été, la piscine.

Imaginé par les éleveurs et agriculteurs du GAEC Biraud-Paillat (100 ha de production fourragère, 320 ha de cultures, dont des céréales, une production annuelle de 1,3 million de litres de lait), ce projet vise à mettre en valeur les gisements de fumier et de lisier par méthanisation. Cependant, il butait sur des fondamentaux fragiles : un trop faible volume d’intrants et peu de débouchés pour une exploitation viable d’une installation de 200-250 kW.

Les solutions : rassembler les productions de matières fermentescibles des agriculteurs voisins pour passer à 450-500 kW et installer une cogénération de 500 kW électriques et de 530 kW thermiques. L’électricité est injectée sur le réseau. La chaleur est, pour une part, utilisée pour réchauffer le réacteur de méthanisation, pour une deuxième part, exploitée dans les séchoirs à luzerne et les cellules à céréales de la ferme, et, pour la majeure partie, revendue à la commune voisine qui économise 80 m3 de fioul par saison de chauffe.

Cet investissement d’un montant de quelque 5,5 M€ (dont 3 M€ de prêt bancaire et 2,4 M€de subventions) vise un retour sur investissement en 8 ans. Une durée longue qui autorise des revenus plus substantiels durant les contrats de fourniture d’énergie. Ce projet se distingue par son tour de table : le capital est détenu à 60 % par le GAEC et les partenaires agriculteurs, et le solde est porté par un négociant du groupe Cavac (10 %), le distributeur Sergies-Énergies Vienne (20 %) et la coopérative laitière Terra Lacta (10 %). Le montage de l’opération tient aussi à la concertation menée avec les riverains pour son acceptabilité. L’association régionale Atmo, chargée de la mesure de la qualité de l’air, procède régulièrement à l’analyse des odeurs dans l’environnement (demeter-energies.fr).

Le site de Déméter Énergies, de 530 kW thermiques est relié à Mauzé-sur-le-Mignon par un réseau de chaleur de 2 km. Photo : Déméter Énergies
Le site Écocéa de Tiru produit le biométhane issu de la décharge de Chagny et consommé par son voisin, le tuilier Terreal ; ses stocks apparaissent à droite sur la photo. Photo : Dronebees-Tiru

2/ Chagny : la décharge alimente la tuilerie

Dix ans après le lancement du projet de méthanisation sur la décharge de Chagny (Saône-et-Loire), quel retour d’expérience formuler ? Sur ce site d’enfouissement de déchets ménagers résiduels – c’est-à-dire débarrassés de tous les produits non fermentescibles tels que plastiques, verre, piles, papiers… –, l’entreprise Écocéa, filiale de Tiru (groupe EDF), exploite les 73 000 t d’ordures et 8 000 t de déchets verts des quelque 360 000 habitants alentour pour produire annuellement 2,6 millions de normo mètres cubes de biométhane, soit l’équivalent de 28 GWh/an. Un projet de 44 M€.

Injecté dans le réseau de GRTgaz à partir de janvier 2015 à raison de 550 m 3/h, ce combustible est contractuellement vendu à la tuilerie Terreal située à moins de 200 m. L’industriel l’exploite dans ses fours de cuisson depuis septembre 2015. L’intérêt de ce partenariat apparaît aujourd’hui très stratégique. Cette consommation de gaz compte pour un tiers des besoins et, neutralité carbone du biogaz oblige, elle permet d’afficher une réduction de 5 800 t/an des émissions de CO2 du site. Un critère pris en compte dans la fiche de déclaration environnementale et sanitaire (FDES) des éléments de couverture pour le prochain calcul de l’impact carbone des constructions dans la future réglementation environnementale RE 2020.

3/ Lyon, Pierre Bénite : une station multi-bioénergie en 2022

Opérateur en énergies renouvelables, la CNR, Compagnie nationale du Rhône, fait émerger des solutions massifiées de bioénergies, notamment d’hydrogène. Premier producteur d’électricité renouvelable en France (3,75 TW installés dont 3,1 TW éoliens, production de 15,5 TWh/an), cet énergéticien est déjà engagé depuis la fin des années 2000 dans la filière « power to gas » et la production d’hydrogène décarbonée. Elle est partenaire du démonstrateur Jupiter 1000, implanté par GRT Gaz à Fos-sur-Mer, qui sera mis en service cette fin d’année 2019 ; il permettra d’injecter dans le réseau de transport de gaz naturel de GRTgaz ou celui de Teréga de l’hydrogène et du méthane de synthèse. La production sera en fonction de la météo et des prix de l’électricité. Fin 2019, la CNR mettra en service, sur le port de Lyon, le Quai des Énergies, en partenariat avec GNVert : cette plateforme de production d’hydrogène d’une capacité de 80 kg par jour alimentera les flottes captives. Cette station distribuera aussi du biogaz pour véhicules (bioGNV) et permettra la recharge rapide de véhicules électriques.

Pour 2022, son projet industriel de Hub H2 à Lyon Pierre Bénite – où la CNR exploite une centrale hydroélectrique – est d’implanter un électrolyseur d’une capacité de production d’hydrogène de 20 MW, soit 4 à 8 t/j, une taille encore inédite. Il alimentera des stations de recharge de véhicules en hydrogène renouvelable, des industries de la vallée de la chimie en hydrogène vert et injectera une partie de sa production dans le réseau de transport de gaz naturel.

Cet article est extrait de Planète Bâtiment n°59

Le Quai des Énergies de la CNR, sur le port de Lyon, fournira de l’hydrogène, du bioGNV et la recharge rapide des voitures électriques. Photo : CNR

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