148 MWe, la puissance électrique installée cumulée des unités identifiées de cogénération biogaz sur la période allant du 19 mai 2011 au 1er juillet 2013.
Deux ans après l’arrêté du 19 mai 2011 qui fixe les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz, un état des lieux effectué par l’ADEME a permis un bilan complet des projets valorisant le biogaz par cogénération identifiés sur la période allant du 19 mai 2011 au 1er juillet 2013.
Ces données sont donc celles provenant de déclaration par les porteurs de projets au stade « demande de raccordement ». Il ne s’agit pas d’un état des lieux des unités construites. Cependant ce bilan des unités identifiées traduit bien l’état du parc qui est en cours de développement et des unités biogaz qui vont aboutir dans les prochaines années.
Les secteurs concernés par ce bilan sont les suivants :
- les unités de méthanisation à la ferme,
- les unités de méthanisation centralisée de codigestion territoriale,
- les unités de méthanisation centralisée en collectifs agricoles,
- les unités de méthanisation sur déchets ménagers,
- les stations d’épuration des eaux usées urbaines (STEP),
- les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND).
En sont exclus :
- les unités de valorisation biogaz déjà construites et en fonctionnement dépendant d’un arrêté tarifaire antérieur,
- les projets de méthanisation à un stade initial et n’ayant pas encore réalisé de demande d’identification auprès de l’ADEME.
Les différents secteurs d’unités identifiées :
Ce rapport n’aborde que les unités de valorisation du biogaz par cogénération, et dépendant de l’arrêté tarifaire du 19 mai 2011.
Le rapport ne traite pas les projets d’injection de biométhane déclarés, encore trop peu nombreux à ce jour pour pouvoir faire l’objet d’un traitement statistique.
· Tous secteurs
Cet ensemble d’unités englobe toutes les unités de valorisation du biogaz par cogénération identifiées.
· Le secteur à la ferme
Ce secteur concerne les unités de méthanisation portées majoritairement par un ou plusieurs exploitants agricoles, où les effluents de ferme et les déchets agricoles sont majoritaires et la puissance installée généralement inférieure à 500 kWe.
· Le secteur centralisé
On retrouve dans ce secteur les unités de codigestion de grande taille, souvent appelées les unités « territoriales » ou « multipartenariales ». La puissance installée dépasse généralement les 500 kWe et ces projets font appel à de nombreux gisements codigérés sur la même unité. Ce secteur regroupe à la fois les projets collectifs agricoles (Taux effluents de ferme supérieur à 60%) et les projets de type « déchets » plus indépendant et où les effluents d’élevage ne sont souvent pas une priorité.
· Le secteur des STEP
Ce secteur comprend les unités valorisant le biogaz issu du traitement des eaux usées de station d’épuration urbaine.
· Le secteur des déchets ménagers
Ce secteur est composé de deux types d’unités : les unités de méthanisation après tri-mécano-biologique, et les unités de méthanisation de biodéchets collectés après un tri par les ménages et producteurs (restauration collective, distribution, ...).
· Le secteur « Autres » Il concerne les autres secteurs que ceux cités ci-dessus, on y retrouve principalement des unités de type industriel : entreprise pharmaceutique, chimie, papeteries, IAA...
· Le secteur des ISDND Ce sont les installations de stockage des déchets non dangereux, valorisant le biogaz capté par cogénération.
Le bilan fait état de 242 projets, tous secteurs confondus, identifiés sur la période de juillet 2011 à juillet 2013. Il met en évidence un plus grand nombre de projets de cogénération de biogaz identifiés sur l’ouest de la France où les projets à la ferme et centralisés sont majoritaires.
D’autre part, la production d’énergie primaire des projets identifiés, tous secteurs confondus, est estimée à
3 069 000 MWh.
S’agissant de la production d’électricité, la puissance électrique installée cumulée des unités identifiées, tous secteurs, est de 148 MWe pour une production électrique prévisionnelle de 1 025 882 MWh, soit un rendement moyen théorique de 33,4 % par rapport à l’énergie primaire déclarée.
Le rapport montre, par ailleurs, la grande diversité des installations quel que soit le secteur d’appartenance. Ainsi, le secteur à la ferme généralement < à 500kWe selon la définition de l’ADEME comprend une exception à 1 MWe où l’approvisionnement ne provient que de déchets et cultures de l’exploitation agricole.
Le secteur ISDND voit sa plage de puissance varier fortement de quelques dizaines de kWe à plus de 17 MWe, même si l’essentiel de ces installations se situe dans la tranche 500-1000 kWe.
Le rapport montre également que les différences de développement en nombre et puissance installée se justifient essentiellement par quelques gros projets collectifs pour la région d’Aquitaine et des ISDND de forte puissance en Ile-de-France.
Il révèle aussi que les trois quarts des consommations prévisionnelles de chaleur correspondent à de nouveaux usages de chaleur tels que les activités de séchage.
Le bilan par secteur, notamment sur celui de la ferme, mentionne que 130 unités à la ferme ont été identifiées sur la période considérée. Le grand Ouest et la Lorraine sont les régions montrant le plus grand nombre d’unités à la ferme identifiées et représentent plus de la moitié. Ce sont aussi les premières régions à avoir été dotées d’un plan et d’une animation locale de développement du biogaz. Ainsi, le rapport indique que l’évolution du nombre d’unités est plutôt linéaire avec une moyenne de 6 nouveaux projets identifiés par mois. Il fait observer également une légère augmentation de la puissance moyenne des installations à la ferme de 180kWe en 2012 à 210kWe en 2013.
S’agissant du traitement de déchets, les unités à la ferme identifiées traitent environ 1 050 000 t de substrats. Le bilan montre globalement, que la répartition du tonnage traité suit la répartition du nombre d’unités identifiées. Ainsi, les 4 régions les plus concernées restent la Bretagne, les Pays-de-la-Loire, la Basse-Normandie et la Lorraine. La moitié Nord de la France se distingue également nettement de la moitié Sud.
Le rapport de l’Ademe a établit que le taux d’effluents d’élevage de 64% dépasse les 60% de l’arrêté tarifaire permettant d’accéder au maximum de la prime effluents d’élevage.
De plus, il montre que les cultures énergétiques, en incluant à la fois les cultures dérobées (CIVE) et les cultures énergétiques dédiées représentent 12 % de l’approvisionnement total du parc à la ferme identifié. Enfin, les autres substrats peuvent être très variés d’une installation à l’autre : résidus de cultures, cannes de maïs, menue pailles, refus d’alimentation, issues de silo. Ainsi, il précise que les coproduits d’industries, les déchets verts, les CIVE et les autres substrats comme les résidus de culture sont des substrats fréquemment utilisés par les unités de méthanisation à la ferme puisqu’environ 50% des unités les utilisent. En revanche, leur part dans l’approvisionnement, entre 3 et 8% de l’approvisionnement, met en évidence les limites de mobilisation de ces substrats à proximité d’une installation (approvisionnement local). Les cultures annuelles représentent environ 30% des cultures énergétiques prévues à l’approvisionnement du parc d’unités à la ferme identifiée.
Conclusion du bilan, la production d’énergie primaire des projets identifiés, pour le secteur à la ferme, est estimée à 569 000 MWh. Quant à la puissance électrique installée cumulée des unités identifiées, secteur à la ferme, elle est de 29 MWe pour une production électrique de 219 000 MWh. Le bilan montre que la Bretagne, avec 26 installations à la ferme identifiées présente la plus grande puissance installée. La Lorraine, avec un nombre d’installations identique aux régions Pays-de-la-Loire et Basse-Normandie dispose d’une puissance installée 53% supérieure. Cette différence correspond à un approvisionnement plus méthanogène et moins dépendant des effluents d’élevage. Ensuite le rapport précise que la répartition en puissance installée moyenne est assez uniforme avec un pic pour les unités de 75 à 150kWe.
Les caractéristiques de l’énergie thermique valorisée des unités de méthanisation identifiées : secteur à la ferme montrent que 30 % d’énergie valorisée par substitution fossile sont essentiellement représentés par les postes habitations, élevage, activités agro-industrielle, et dans une moindre mesure, les serres.
Ces caractéristiques révèlent que les habitations et les élevages sont les premiers types d’usage de la chaleur sur les unités de méthanisation à la ferme avec toutefois un potentiel limité en quantité d’énergie thermique, à savoir environ 10%, pour chaque poste de valorisation.
L’essentiel de l’énergie thermique valorisée correspond à des usages nouveaux.
Le séchage, toutes activités confondues digestat, foin, bois, céréales, représente plus de la moitié de la chaleur valorisée sur les unités de méthanisation. Le traitement de digestat représente 37% de l’énergie thermique valorisée, et 25% des unités qui prévoient de recourir à ce type d’usage de chaleur.
Ce bilan confirme la difficulté de bien valoriser la chaleur autour des projets à la ferme et davantage encore par substitution d’énergie fossile.
Par ailleurs, le bilan expose que le rendement énergétique moyen du parc d’installations à la ferme identifiées, à un stade prévisionnel puisqu’en projet, est de 64% selon la définition tarifaire de l’arrêté du 19 mai 2011.
Certains rendements énergétiques faibles et inférieurs à 55% peuvent s’expliquer parfois par l’inéligibilité des valorisations de chaleur en substitution électrique ou d’énergie renouvelable (Bois notamment pour les exploitations à la ferme).
Concernant le secteur centralisé, le bilan montre qu’à la différence des unités à la ferme, ce secteur connaît un développement mieux réparti sur le territoire. La façade atlantique et le Sud-Ouest totalisent une dizaine de projets pour une quinzaine de MWe installés. Ainsi, pour l’année 2012, le bilan montre qu’elle a connu un développement d’environ 7 à 8 MWe sur ce secteur centralisé. L’évolution tant en nombre qu’en puissance installée décolle distinctement sur l’année 2013. Ce phénomène peut s’expliquer à la fois par la complexité et la durée de montage sur ce type de projet, et par la gestion simultanée demandes d’identifications de projets par certains bureaux d’études. Les unités centralisées identifiées traitent environ 1 070 000 t de substrats. Dans les 27 unités centralisées identifiées, 6 unités centralisées ont un tonnage total compris entre 10 000 et 20 000 t, à rapprocher des 30 unités à la ferme sur la même tranche. Cette comparaison confirme un approvisionnement plus méthanogène sur les unités centralisées.
Le bilan montre que qu’au-delà des effluents d’élevage, un approvisionnement largement orienté vers les déchets industriels de type coproduits d’industries alimentaires, les sous-produits animaux, et les boues industrielles.
Pour sa part de production d’énergie primaire, les projets identifiés, pour le secteur centralisé, sont estimés
à 710 000 MWh. S’agissant de la production d’électricité installée cumulée des unités identifiées du secteur centralisé, le bilan a évalué à 35,5 MWe pour une production électrique de 268 000 MWh.
Le rapport de l’Ademe précise que le taux de substitution d’énergie fossile est meilleur pour le secteur centralisé que pour le secteur à la ferme (30%).
Ce secteur présente davantage d’opportunités pour implanter des unités à proximité d’industries consommatrices de chaleur, elles-mêmes productrices de déchets, ou alimenter un réseau de chaleur.
La part de chaleur prévue pour le traitement de digestat est toutefois supérieure au secteur à la ferme (38%), ce qui peut s’expliquer par les contraintes que représente leur valorisation par épandage (stockage, éloignement des parcelles, montage juridique des partenariats,...).
Le bilan estime un bon rendement énergétique, au sens tarifaire, de ce secteur centralisé.
S’agissant du secteur stations d’épuration des eaux urbaines, le bilan explique qu’il n’a pas connaissance de phénomène qui permettrait d’expliquer l’augmentation des identifications pour ce secteur des STEP entre octobre et février 2012. Les procédures décisionnaires et de montage de projet propre au secteur STEP pourraient expliquer le délai de 15 mois post-parution de l’arrêté tarifaire de mai 2011.
Les données déclarées démontrent qu’il existe une codigestion possible d’autres substrats sur les unités de méthanisation en STEP. Sur 15 unités déclarées, 4 font part d’au moins un autre déchet que les eaux usées ou boues d’épuration. Sont cités les graisses, le lactosérum ou les jus de process IAA.
Le bilan mentionne que la production d’énergie primaire des projets identifiés, pour le secteur à la ferme, est estimée à 194 000 MWh. Et que la puissance électrique installée cumulée des unités identifiées, secteur STEP, est de 9,7 MWe pour une production électrique de 68 000 MWh.
Le bilan révèle que dans ce secteur des STEP, la chaleur est très utilisée en autoconsommation. Cette chaleur n’est pas éligible à la prime tarifaire et ne rentre donc pas dans le calcul du V.
Comme le montre le bilan de nombreuses unités de méthanisation STEP ne valorisent pas la chaleur dans le cadre d’usages éligibles au sens tarifaire. Ces chiffres confirment les objectifs premiers de la méthanisation en station d’épuration qui sont d’obtenir une meilleure dépollution et réduire le volume de boues.
La valorisation de la chaleur ne semble pas prioritaire sur ce secteur alors qu’elle peut être un facteur économique non négligeable grâce à la prime tarifaire associée. L’autorisation d’injection de biométhane, en cours d’expertise, peut constituer à ce titre un levier intéressant.
Sur le secteur déchets ménagers, composé de deux types d’unités : les unités de méthanisation de la fraction organique après tri-mécano-biologique, et les unités de méthanisation de biodéchets collectés après un tri à la source, le faible nombre d’identifications sur ce secteur n’a permis aucune exploitation.
Enfin, le secteur ISDND, 49 récépissés d’identification ont été délivrés à des installations de valorisation du biogaz produit lors du stockage de déchets non dangereux.
Pour rappel, ces installations de stockage de déchets sont soumises à une obligation de captage du biogaz. Toutes ne sont pas équipées pour permettre la valorisation de ce biogaz récupéré.
Une modulation de la TGAP exigible sur chaque tonne de déchets acceptée en entrée constitue, depuis 2009, un élément incitatif, complémentaire au tarif d’achat.
Le rapport de l’Ademe montre que les unités ISDND identifiées totalisent un approvisionnement d’environ 4 400 000 t de déchets par an. Cette valeur, compte tenu des méthodes de calcul parfois différentes lors des déclarations d’identification, est à apprécier avec prudence.
5 unités identifiées sont fermées et n’acceptent plus de déchets mais valorisent le biogaz résultant de la dégradation des déchets enfouis.
La production d’énergie primaire des projets identifiés, pour le secteur ISDND, est estimée à 1 360 000 MWh.
La puissance électrique installée cumulée des unités identifiées, secteur ISDND, est de 61 MWe pour une production électrique de 387 000 MWh.
La répartition géographique des projets est assez homogène. La forte puissance apparente sur la région Ile-de-France correspond à un site ISDND de très grande capacité.
Le bilan estime que le développement de la cogénération sur ce secteur est particulièrement caractérisé par l’utilisation de la chaleur à des fins de traitement des lixiviats. Les autres usages de chaleur restent minoritaires, compte tenu de la très faible présence d’utilisateurs potentiels à proximité de ces sites.