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Méthanisation : coûts et charges d’une unité

Une syn­thèse de résul­tats économiques por­tant sur 57 sites de cogénéra­tion et sur 27 sites d’injenjections a été présen­té à Expo­biogaz dans le cadre du pro­gramme Prodi­ge 2. Ces résul­tats, obtenus à par­tir des don­nées de 2021, sont très instruc­tifs sur les coûts et charges des exploita­tions. Mais ils per­me­t­tent aus­si de voir com­ment l’explosion du prix de l’électricité peut plomber les comptes et stop­per les pro­jets aujourd’hui.

Prodi­ge 2 est un pro­gramme por­tant sur le fonc­tion­nement des unités de méthani­sa­tion. Il a fait l’objet d’un parte­nar­i­at APCA/ADEME, avec une con­tri­bu­tion forte des exploitants de l’AAMF. L’AAMF a bien pré­cisé que ces résul­tats issus de don­nées de 2021 n’ont bien sûr pas pris en compte la mul­ti­pli­ca­tion folle, par 3, par 4, voire par 10, des prix de l’électricité, soulig­nant que ce prix de l’énergie totale­ment décor­rélé des coûts réels de pro­duc­tion est en train de met­tre en péril beau­coup d’unités de méthani­sa­tion et de porter un coup d’arrêt à de nom­breux pro­jets. Retour sur les chiffres de 2021/début 2022.

Cogénéra­tion

Sur les 57 sites de cogénéra­tion agri­cole (année de mise en ser­vice moyenne 2014), 88 % ont plus de 90 % de cap­i­tal agri­cole. La SAU médi­ane est de 220 ha pour les sites indi­vidu­els et de 714 ha pour les sites col­lec­tifs, et 95 % des sites com­por­tent au moins une exploita­tion en éle­vage. Avec une puis­sance moyenne de 298 kWé et un nom­bre d’heures de fonc­tion­nement des moteurs moyen de 8 266 (5 jours d’arrêt/an), la pro­duc­tiv­ité est de 88 % (kWh livrés/Pmax × 8 760 h). L’alimentation est de 50 tonnes de matière brute (tMB) avec une ration agri­cole sécurisée de 70 % (l’AAMF pré­conise de s’approcher de 100 % pour une autonomie). Les efflu­ents représen­tent 69 % du ton­nage et 40 % de la pro­duc­tion d’énergie avec un pou­voir méthanogène moyen de la ration de 47 Nm3 de CH4/tMB.

Résul­tats des sites de cogénération.

La val­ori­sa­tion du biogaz avec diges­teur et post­di­ges­teur (temps de réten­tion moyen de 114 jours) est de 61 % et de 39 % en diges­teur seul (temps de réten­tion de 59 jours). La chaleur est quant à elle val­orisée à 57 % (29 % diges­teur et 27 % chauffage, éle­vage, séchoir…).

54 % ont une sépa­ra­tion de phas­es. La capac­ité de stock­age du dige­s­tat liq­uide est de 6,3 mois (avec 55 % de fos­s­es ouvertes), avec 300 m2 en moyenne pour le stock­age du dige­s­tat solide (58 % couvert).

Injec­tion

Sur les 27 sites d’injection agri­cole analysée, 63 % ont plus de 90 % de cap­i­tal agri­cole. La SAU médi­ane est de 390 ha en site indi­vidu­el con­tre 903 ha en site col­lec­tif, avec 78 % de sites asso­ciant au moins une exploita­tion en élevage.

La puis­sance moyenne est de 150 NM3/an (avec une année de mise en ser­vice moyenne en 2018). 75 % ont des épu­ra­teurs mem­branaires, 20 % des épu­ra­teurs PSA, et 7 % un lavage à l’eau. Le nom­bre d’heures moyen est de 8 493 avec un taux de charge de 91 % (pro­duc­tion de CH4 injecté/Cmax/8 760 h) avec 8 jours d’arrêt en moyenne (mais une sou­p­lesse pour les rat­trap­er). La pro­duc­tiv­ité est de 92 %. L’alimentation est de 139 tMB/Nm3h avec une part de la ration sécurisée de 62 %. Les CIVE représen­tent 28 % du ton­nage (et 28 % de la pro­duc­tion d’énergie). Le pou­voir méthanogène de la ration est de 79 Nm3CH4/tMB. La val­ori­sa­tion de biogaz est de 74 % avec diges­teur et post­di­ges­teur, mais tombe à 26 % pour un diges­teur seul. 74 % des unités sépar­ent les phas­es du dige­s­tat avec 9,4 mois de capac­ité de stock­age du dige­s­tat liq­uide et 300 m2 de sur­face.

Résul­tats des sites d’injection.

Pru­dence

Comme on le voit, les marges sont par­fois faibles, voire néga­tives, avec des chiffres de l’énergie de 2021. Cer­tains con­trats d’achat d’électricité négo­ciés en 2020 à 47 €/MWh sont pro­posés selon le tarif 2023 à 460 €, soit 10 fois plus. Le coût élec­trique moyen serait alors de 100 €/MWh, ce qui plombe com­plète­ment les marges. Si rien n’est fait pour revenir à des coûts d’électricité « nor­maux », la fil­ière va se retrou­ver par terre (comme d’ailleurs toute l’économie française et européenne). L’AAMF a relevé cinq points clés qui mod­i­fient la via­bil­ité des pro­jets, notam­ment les taux d’intérêt (en hausse), la hausse des investisse­ments (CAPEX en forte hausse), l’augmentation des charges (élec­tric­ité et intrants).

Dif­férentes solu­tions exis­tent pour réduire les coûts et pro­duire plus et gag­n­er en autonomie (énergé­tique, notam­ment avec l’autoconsommation) comme vous pour­rez le voir dans ce mag­a­zine. Les exploita­tions récentes et celles qui fonc­tion­nent mal peu­vent se retrou­ver en grande dif­fi­culté et tous les pro­jets sont en train de se blo­quer. À l’heure où les besoins en gaz sont forts, où le prix du gaz fos­sile est passé très au-dessus du coût de pro­duc­tion du biogaz, il est para­dox­al de con­stater que la poli­tique actuelle con­duit à l’arrêt de la pro­duc­tion de biogaz.

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