
Comment produit-on le biométhane et comment le valorise-t-on ?
Où en est la filière française pour l’injection sur le réseau gaz ?
Quel impact climatique ? Comment le considérer pour une entreprise ?
Carbone 4 vous propose d’explorer ce nouveau vecteur énergétique à la lumière du marché français et du climat.
La filière de biométhane par méthanisation, après s’être développée massivement dans d’autres pays européens comme l’Allemagne ou l’Italie, prend enfin son envol en France. Ce gaz renouvelable, produit à partir d’intrants agricoles, de boues d’épuration ou encore de déchets ménagers, est perçu comme le nouvel or vert du monde rural. Pour certains, il permettra aux agriculteurs de diversifier leurs sources de revenus dans un contexte financier difficile ; pour d’autres, il enferme l’agriculture dans un modèle industriel productiviste. En tout cas, la Programmation  Pluriannuelle de l’Energie française, fait jouer à cette filière un rôle majeur en faisant passer sa production de l’ordre d’un TWh en 2019 à 25 TWh en 2030.
Carbone 4 vous propose, ici, d’explorer le monde du biométhane :
Faire l’état des lieux
Observer la dynamique française
Comprendre son impact climatique Trois générations de production du biométhane
Trois générations de production du biométhane coexistent :
• La première génération correspond à la méthanisation. Le but est de concentrer des intrants fermentescibles dans un digesteur afin de produire d’un côté, du digestat valorisable sous forme d’engrais et de l’autre, du biogaz soit directement valorisé sous forme de chaleur et/ou d’électricité soit épuré pour en faire du biométhane avec des valorisations comparables au gaz naturel. C’est la seule filière mature à date, qui se déploie à une échelle industrielle en France.
• La deuxième génération comprend deux voies de production, pour un horizon de temps de maturité à partir de 2030. La pyrogazéification consiste en la pyrolyse de biomasse ligneuse (ex : bois) suivie d’une étape de gazéification oxydante pour parvenir, après épuration et méthanation, au biométhane. La deuxième voie, dit Power-To-Gas, consiste à électrolyser l’eau à partir d’électricité renouvelable pour en produire de l’hydrogène. Cet hydrogène peut être soit en partie injecté au réseau soit combiné à du CO2 pour en faire du CH4.
• La dernière génération est encore plus prospective, cultiver des microalgues pour nourrir les digesteurs via le même procédé de méthanisation.
Nous allons désormais nous focaliser sur la méthanisation sur le territoire français.
 Une méthanisation effectuée sur des types de site hétérogènes
Notes : (1) STEP = Station d’épuration ; (2) ISDND = Installation de stockage de déchets non dangereux 
Sources : ATEE, SDES, SINOE, Ministère de la Transition écologique et solidaire, Analyses C4
La méthanisation est aujourd’hui effectuée en France sur différents types de sites :
• Agricole autonome : le gros des installations, de petite taille à la ferme avec une majorité d’intrants agricoles type effluents d’élevage, cultures intermédiaires, déchets de culture ;
• Agricole territorial : des installations plus grandes souvent gérées par un collectif d’agriculteurs ;
• Industriel : des installations gérées par un industriel qui concentre des intrants de différentes natures entre agricoles, industriels (agro-alimentaire) et des boues d’épurations ;
• Des installations plus spécialisées dans la nature d’intrants à savoir les stations d’épuration et les installations stockant les déchets.
 La cogénération est la principale valorisation à date
Sources : ATEE, SDES, SINOE, Panorama du gaz renouvelable 2020, MTES, Analyses C4
La cogénération reste la principale valorisation du biométhane : autour de 65% des installations en France en 2020. En revanche, l’injection sur réseau est la valorisation la plus dynamique, avec plus de 90 nouveaux sites raccordés entre 2019 et 2020 pour représenter 20% des installations, avec une prédominance pour les installations de type agricole et station d’épuration. Le gouvernement cherche à rediriger les flux vers l’injection car c’est le levier principal pour décarboner le gaz du réseau, composé de gaz naturel émettant 227 gCO2e/kWh. Par ailleurs, l’électricité française étant déjà décarbonée (60 gCO2e/kWh) et les réseaux de chaleur se décarbonant à toute vitesse (< 150 gCO2e/kWh), le coût d’abattement (€/tCO2e évitée) donne l’avantage à l’injection[1]. Quel mix de sites pour demain ?
La nature des gisements pour développer la méthanisation étant à 85% agricole à l’horizon 2030, les installations autonomes et territoriales vont irrémédiablement  se développer en priorité, face aux STEP et au traitement des déchets déjà relativement saturés.
Source : Scénario Afterres2050 Un rythme soutenu d’installations…
Notes : (1) capacité maximale théorique annuelle
Sources : Ministère de la Transition écologique et solidaire, Analyses C4
Le nombre de sites et les capacités d’injection ont explosé ces dernières années en France : ~60% de croissance par an
Précisions que l’injection se fait sur le réseau de gaz national et que le biométhane se mélange au gaz naturel fossile pour alimenter l’ensemble des consommateurs de gaz sur le réseau.

… Porté par une politique de tarif d’achat…
Sources : ATEE, Entretiens experts, Analyses C4
Depuis 2011, l’Etat a mis en place un tarif d’achat spécifique au gaz injecté sur le réseau ainsi que des garanties d’origine associées. Les deux mécanismes sont opérationnels dès le début du projet. Pour rappel, la majeure partie des installations sont de petite taille avoisinant des débits à 100-150 m3/h : le coût de production oscille alors autour de 90€/MWh, à comparer au prix de gros du gaz naturel à 25€/MWh courant 2021; d’où l’absolue nécessité de ce tarif d’achat pour faire émerger cette filière.
 … Qui rencontre certaines difficultés sur le terrain
 Les difficultés se trouvent à divers niveaux :
• Financement : les tarifs d’achat étant critiques, l’investissement à faire constitue une barrière à l’entrée (de 2 M€ pour une installation de 20 kt à 10 M€ pour 80 kt). La facilitation de l’accès à un crédit compétitif est ainsi primordiale, à l’instar de ce que proposent l’ADEME et le FEDER.
• Local : les mauvaises odeurs ou le passage important de camions, pour certaines installations, sont sources d’inquiétudes. Ajouté à cela, une mauvaise communication génère des oppositions sur le territoire. Certains élus et la majeure partie des riverains et citoyens sont les grands oubliés alors que ces derniers sont demandeurs. Organiser des réunions ouvertes présentant le projet à toutes les parties prenantes et inclure les collectivités ainsi que les citoyens dans le projet (ex : financement participatif) sont les garants d’une meilleure acceptabilité.
• Administratif : le manque de compétences des porteurs de projets et le nombre de guichets ont entraîné par le passé des réalisations de projets entre 3 à 7 ans. La simplification des procédures (guichet unique par département, réduction du délais d’instruction) a porté ses fruits avec une explosion des demandes.
Par ailleurs, des difficultés plus opérationnelles peuvent survenir. L’approvisionnement entre parfois en concurrence avec d’autres filières sur les intrants à fort pouvoir méthanogène ; d’où un enjeu à sécuriser l’amont. Le raccordement peut également s’avérer compliqué du fait de la distance au réseau et/ou du niveau de consommation du réseau local parfois insuffisant. Pour régler cette dernière difficulté, des technologies pourront à terme faire « remonter le gaz » sur le réseau national (technologies dites de rebours). Retour au sol du digestat
La pollution sur l’air et les sols soulève des controverses. En effet, l'évaporation du digestat crée des particules fines. Par ailleurs, tous les polluants (métaux lourds, pesticides) présents en entrée, se retrouvent en sortie. Cette pollution existe déjà néanmoins en partie (ex : épandage direct du fumier).
L’impact additionnel induit par le digesteur reste relativement méconnu : des recherches sont en cours pour caractériser les effets sur la biomasse lombricienne et l’air.
Couvrir les fosses de stockage, épandre par temps nuageux et frais, enfouir en profondeur le digestat permet déjà de limiter la volatilisation de l’azote ammoniacal.  Les objectifs PPE semblent néanmoins tenables
Notes : (1) basé exclusivement sur la file d’attente, hypothèses sur la part de projets en phase 2 n’aboutissant pas (20%) et d’un taux d’utilisation de 75%
Sources : MTES, PPE, Analyses C4
Les objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) pour le biométhane ont été revus à la baisse. Ils sont passés de 10% à 7% désormais de tout le gaz consommé en 2030. Avec ces dernières cibles et les capacités des projets en attente en 2020, l’objectif semble plus que tenable. Un impact climatique plus que positif sur toute la chaîne de valeur
Sources : ADEME, GRDF, Analyses C4
Le biométhane injecté permet d’émettre 80% moins de CO2 que le gaz naturel en considérant toute la chaîne de valeur
Concernant l’énergie, la production et la combustion biogénique du biométhane induisent 44 gCO2e/kWh en considérant l’ensemble du cycle de vie. La substitution du gaz naturel (227 gCO2e/kWh) par le biométhane permet ainsi de réduire 80% des émissions de gaz à effet de serre.
La production de biométhane à la ferme n’est pas anodine car elle modifie les habitudes agricoles. Elle permet notamment d’éviter les émissions dégagées par les intrants stockés habituellement en plein air (180 jours en moyenne, par rapport à 8 jours avec un méthaniseur). Ces émissions évitées dans la filière agricole sont de l’ordre de 75 gCO2e/kWh. L’achat de garanties d’origine (GO) biométhane est-il un levier de decarbonation pour l’entreprise ?
Carbone 4 recommande pour une entreprise l’achat des GO de biométhane car :
• Elles financent la construction de nouvelles installations de production(1) ;
• Le gaz est stockable. Un MWh de biométhane produit dans la journée peut être consommé la nuit. La GO « biométhane » a ainsi un lien physique entre production et consommation(2).
Pour traduire ce lien physique, il convient d’acheter des GO qui proviennent de la même géographie de consommation du gaz, par exemple le même pays.
Par ailleurs, à titre indicatif pour cette année, le prix de cette GO « biométhane » s’élève à environ 10€/MWh soit 10-15% du coût moyen de production. Pour une entreprise payant son gaz naturel 35€/MWh, la démarche est donc volontariste avec +30% environ sur sa facture.
Note : (1) Pour l’usage combustible, majoritaire à date, 75% de la vente de la GO est versé au fonds de compensation qui finance les producteurs (2) Si le réseau était 100% biométhane, le système serait physiquement équilibré entre production et consommation car stockable. A l’opposé, l’électricité verte, disons solaire, qui est produite en journée et générant une GO « électricité verte » mais qui est contractuellement consommée la nuit ne permet pas d’assurer un équilibre physique instantané entre production et consommation. Un réseau électrique 100% solaire ne tournerait pas en l’état actuel. Il faudrait s’assurer que l’ensemble des GO « électricité verte » achetées correspondent à des productions et des consommations horaires concordantes via des mix de types de production (solaire, éolien, biomasse, etc.), du stockage (horaire, journalier et saisonnier), de l’effacement, etc. Comment comptabiliser les bénéfices climat du biométhane ?
Les émissions à comptabiliser dans le Bilan Carbone sont les émissions induites en scope 1, 2 ou 3 en fonction de la position de l’acteur dans la chaîne de valeur. Pour le producteur, c’est surtout du scope 1 et 2. Pour un consommateur de biométhane acheté en garantie d’origine et comptant en market-based3, c’est principalement du scope 3.
En ce qui concerne les émissions évitées, cela dépend de l’acteur :
• Le producteur de biométhane peut prétendre faire éviter ~75 gCO2e/kWh à l’agriculteur et 183 gCO2e/kWh (227-44) au client final sur son énergie soit un total de ~260 kgCO2eq/MWh.
• Au contraire, le client final en achetant du biométhane sous garantie d’origine ne peut que prétendre aux émissions évitées de type agricole car il bénéficie déjà des émissions réduites dans son reporting sur la partie énergie.
NB : Les chiffres mentionnés ci-dessus sont à utiliser à court terme. Ils demanderont une révision dans quelques années pour les émissions induites au vu de l’évolution du mix du type d’installations de production et de l’amélioration des pratiques de production, et pour les émissions évitées au vu du changement de la situation de référence.
Note : (2) Market-based signifie comptabiliser les émissions de ses consommations énergétiques au mix contractualisé avec son fournisseur, par exemple des achats directs d’énergie renouvelable ou des achats sous certificats verts. A l’opposé, la comptabilité en location-based s’affranchit de la contractualisation pour se concentrer sur la dépendance physique du réseau. Les émissions sont alors basées sur le mix du réseau physique auquel l’entreprise est connectée.  Conclusions
La filière de biométhane est aujourd’hui exclusivement une filière de méthanisation avec comme principale valorisation, la cogénération. Avec des dispositifs publics volontaristes, tarif d’achat et garanties d’origine, l’injection de biométhane a enfin pris son envol ces dernières années. Des difficultés opérationnelles restent parfois à surmonter mais la dynamique est là.
Concernant l’impact climatique, le biométhane injecté permet d’émettre 80% moins de CO2e que le gaz naturel fossile en analyse de cycle de vie.
Pour une entreprise, l’achat de garanties d’origine de biométhane est un levier pertinent de réduction d’émissions de gaz à effet de serre car cela finance notamment la construction de nouvelles installations de production.
En ouverture, les secteurs à privilégier pour l’utilisation du biométhane méritent d’être questionnés car d’après France Stratégie[2], les gisements en biomasse méthanisable tourneraient autour de 80 TWh. Même avec des technologies encore peu matures (pyrogazéification ou méthanation d’hydrogène vert), un volume de 150 TWh de gaz bas carbone à l’horizon 2050 semble déjà ambitieux. Or, la consommation de gaz était de 480 TWh en 2019. Il y a donc urgence à faire sortir le gaz des usages pour lesquels d’autres alternatives bas carbone existent (ex : chauffage bâtiment, chaleur industrielle de basse t°C, mobilité légère) pour flécher le gaz bas carbone vers les usages ayant peu d’alternatives décarbonées compétitives (ex : chaleur industrielle de haute t°C, mobilité lourde)
  
